abril, 2008 alfredo dammert lira presidente del consejo directivo osinergmin xii reuniÓn anual...

Abril, 2008Abril, 2008

Alfredo Dammert LiraPresidente del Consejo Directivo

OSINERGMIN

XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA - ARIAE-REGULADORES DE LA ENERGÍA - ARIAE-

PROSPECTIVA DEL SECTOR PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICOELÉCTRICO

Prospectiva del Sector EléctricoProspectiva del Sector Eléctrico

1. Situación Actual1.1 Sistema Eléctrico Interconectado Nacional1.1 Sistema Eléctrico Interconectado Nacional1.2 Oferta y Demanda Eléctrica 2006-20071.2 Oferta y Demanda Eléctrica 2006-2007

2. Perspectivas en Capacidad2.1 Inversiones en Capacidad de Generación2.1 Inversiones en Capacidad de Generación2.2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva. 2000-20102.2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva. 2000-20102.3 Capacidad de Generación Eléctrica2.3 Capacidad de Generación Eléctrica2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica2.5 Capacidad del Ducto de Transporte - Gas Natural2.5 Capacidad del Ducto de Transporte - Gas Natural

3. Cambio en el Modelo Regulatorio4. Problemática del Suministro

4.1 Corto Plazo4.1 Corto Plazo4.2 Mediano y Largo Plazo4.2 Mediano y Largo Plazo

5. Medidas de Solución5.1 Corto Plazo5.1 Corto Plazo5.2 Mediano y Largo Plazo5.2 Mediano y Largo Plazo

Oferta y Demanda Eléctrica 2006 - 2007Oferta y Demanda Eléctrica 2006 - 2007

XII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍAXII REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGÍA

OFERTA ELÉCTRICAPotencia instalada SEIN (MW) 2006 2007 Variación %

Hidroeléctrica 3 053 3 067 0,5%Térmica 2 357 2 733 16,0%Potencia Instalada Total (MW) 5 410 5 800 7,2%

DEMANDA ELÉCTRICAIndicadores de Demanda 2006 2007 Variación %

Número de usuarios (miles) 4 165 4 355 4,6%Consumo per cápita (KWh) 872 943 8,1%Cobertura del servicio 78,7% 79,5% 1%Pérdidas de energía en distribución 8,60% 8,20% – 4,7%Máxima demanda SEIN (MW) 3 610 3 966 9,9%

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MINEM)

Oferta y Demanda Eléctrica 2006 - 2007Oferta y Demanda Eléctrica 2006 - 2007


Fuente: OSINERGMIN y COES

Grupo Económico Potencia Efectiva % Potencia Efectiva %Endesa 767 27.0% 852 36.29% 1,619 31.2%Estado 1,271 44.8% 236 10.05% 1,507 29.1%Suez-Tractebel 137 4.8% 699 29.76% 836 16.1%Duke 359 12.6% 320 13.63% 679 13.1%Statkraft 263 9.3% - 0.00% 263 5.1%Otros 42 1.5% 241 10.27% 283 5.5%Total 2,837 100.0% 2,348 100.0% 5,185 100.0%

Hidroeléctrica TermoeléctricaTotal %

Participación en la Capacidad Efectiva del SEIN por Grupo Económico (2007)

PROYECTOS CONSIDERADOS (Inversiones asumidas como ciertas) Capacidad (MW)

Año 2008Ingresarán tres Centrales Hidroeléctricas (C.H.)

C.H. Carhuaquero (Duke Energy) 10 MW

C.H. La Joya (Empresa de Energía del Perú, grupo local) 10 MW

C.H. Caña Brava (Duke Energy) 6 MW

Año 2009

Ingresarán dos C.H. y tres Centrales Térmicas a Gas Natural (C.T.G.N.)

C.H. Pariac - CH5 y CH6 (Statkraft) 8 MW

C.H. Poechos II (Sindicato Energético, grupo local) 10 MW

C.T.G.N. Chilca - Unidad TG3 (Suez) 176 MW

C.T.G.N. Kallpa 2 (Israel Corp.) 176 MW

C.T.G.N. Santa Rosa (Endesa) 186 MW

Año 2010 Ingresará una C.H. C.H. El Platanal (Cementos Lima, grupo local) 220 MW

PROYECTOS NO CONSIDERADOS (Existe cierto grado de incertidumbre) Capacidad (MW)

C. Hidro –eléctricas C.H. Quitaracsa (empresa sueca Control Suit ) 115 MW

Centrales Térmicas a Gas Natural

C.T.G.N. Nueva Esperanza (BPZ Energy, grupo local) 160 MW

C.T.G.N. Calana a Egasa (Traslado de central estatal) 26 MW

C.T.G.N. Mollendo a Egasa (Traslado de central estatal) 71 MW

C.T.G.N. Kallpa a Ciclo Combinado (Israel Corp.) 160 MW

C.T.G.N. Sta. Rosa a Ciclo Combinado (Endesa) 62.5 MW adicional


2.1 Inversiones en Capacidad de Generación2.1 Inversiones en Capacidad de Generación2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD

Indicador (MW) 2000 2005 2006 2007 2008 (**) 2009 (**) 2010 (**)

(A) Potencia Efectiva 4 108 4 553 4 840 5 185 5 211 5 766 5 986

Hidráulica 2 241 2 823 2 826 2 837 2 863 2 880 3 100

Carbón 125 141 141 141 141 141 141

Gas Natural 238 714 1 064 1 398 1 398 1 936 1 936

D2 y Otros 1 504 875 809 809 809 809 809

(B) Demanda de Potencia (*) 2 654 3 335 3 610 3 966 4 257 4 587 4 985

Crecimiento demanda de Potencia

4,0% 6,1% 8,2% 9,9% 7,3% 7,8% 8,7%

(C) Reserva de Potencia = (A) - (B) 1 454 1 218 1 230 1 219 954 1 179 1 101

(D) Margen de Reserva Efectiva = (C) / (B) 54,8% 36,5% 34,1% 30,7% 22,4% 25,7% 20,1%

2.2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva (2000-2010)2.2 Oferta y Demanda de Potencia Efectiva (2000-2010)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD

(*) Los datos del 2008 al 2010 están basados en proyecciones econométricas de OSINERGMIN.(**) Las estimaciones incluyen las inversiones asumidas como ciertas para el periodo 2008-2010.

Fuente: OSINERGMIN Elaboración: Oficina de Estudios Económicos


LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD HA CRECIDO A TASAS MAYORES A LAS ESPERADAS, superando el 8,1% en el año 2006 y cerca de 10% el 2007 gracias a sectores como el minero y manufacturero. Se espera que este dinamismo continúe por un panorama favorable a las inversiones (minería, TLC, etc.).LAS INVERSIONES EN CAPACIDAD DE GENERACIÓN NO HAN SEGUIDO EL RITMO DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA y han sido principalmente conversión de centrales a gas natural y nuevas inversiones.ELLO SE HA TRADUCIDO EN UNA REDUCCIÓN DEL MARGEN DE RESERVA, que puede incrementar el Riesgo de Falla en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).AUNQUE EL PROBLEMA CON EL MARGEN DE RESERVA EMPEZARÍA A SUPERARSE A FINES DEL 2009,, gracias a la concreción de algunas inversiones, la reducción del Riesgo de Falla requeriría de nuevas inversiones significativas para el 2010 en adelante.G

EN

ER

AC

IÓN

GE

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CIÓ

N2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD

2.3 Capacidad de Generación Eléctrica2.3 Capacidad de Generación Eléctrica


2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (1)2.4 Capacidad de Transmisión Eléctrica (1)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD

TR

AN

SM

ISIÓ

NT

RA

NS

MIS

IÓN


Zona Línea TitularTensión

nominal (kV)Número de

ternasLongitud

(km)

S.E. Paramonga Nueva - S.E. VizcarraETESELVA

(DUKE ENERGY)220 1 145.3

S.E. Pachachaca - La Oroya Nueva 220 1 21.2S.E. Oroya - Carhuamayo 220 1 76.1S.E. Carhuamayo - Paragsha 220 1 43.3S.E. Paragsha - Vizcarra 220 1 121.1

261.7S.E. Malácas (Talara) - S.E. Piura Oeste 220 1 103.8S.E. Chiclayo Oeste - S.E. Guadalupe 1 220 1 83.7S.E. Guadalupe 1 - S.E. Trujillo Norte 220 1 103.4S.E. Chimbote 1 - S.E. Paramonga Nueva 220 1 220.3S.E. Paramonga Nueva - S.E. Huacho 220 1 55.6S.E. Huacho - S.E. Zapallal 220 1 103.9S.E. Chavarría - S.E. Santa Rosa 220 2 8.8S.E. Paragsha II - S.E. Huánuco 138 1 86.2S.E. Huánuco - S.E. Tingo María 138 1 88.2

853.9S.E. Campo Armiño (Mantaro) - S.E. Cotaruse 220 2 292.1S.E. Cotaruse - S.E. Socabaya 220 2 310.9

603S.E. Cerro Verde - S.E. Repartición 138 1 30S.E. Repartición - S.E. Mollendo 138 1 55S.E. Quencoro - S.E. Dolorespata 138 1 8.4S.E. Tintaya - S.E. Ayaviri 138 1 82.5S.E. Ayaviri - S.E. Azángaro 138 1 42.4

218.3S.E. Socabaya - S.E. Moquegua (Montalvo) 220 2 106.7S.E. Moquegua (Montalvo) - S.E. Tacna 220 1 124.4S.E. Moquegua (Montalvo) - S.E. Puno 220 1 196.6

427.72509.9

Sur

Norte

Interconexión

Total

REP (ISA DE COLOMBIA

ISA PERU(ISA DE COLOMBIA

TRANSMANTARO (ISA DE COLOMBIA)

REDESUR (RED ELÉCTRICA DE

ESPAÑA)

REP (ISA DE COLOMBIA

EcuadorEcuadorColombiaColombia

Brasil

Bolivia

OcéanoPacífico

Chiclayo

Guadalupe

Trujillo

Chimbote

Paramonga

Independencia

San Juan

Marcona

Ica

Paragsha

Yanango

Zorritos

Talara

Cañón del Pato

CahuaHuachoYaupi

Quencoro

CachimayoMachupicchu

Cusco

Tintaya Azángaro

JuliacaPuno

Aricota

TacnaIlo 1

Tv Ilo 2

Chilina

Charcani V

Mantaro

Abancay

San Nicolás

Socabaya

Piura

Aguaytía

Pucallpa

Tingo María

Carhuaquero

Cajamarca

Vizcarra

ChavarríaVentanillaZapallal

Santa Rosa

San Gabán

Chimay

Cotaruse

Tumbes

Moquegua

Huánuco

Toquepala

Charcani I, II, III, IV y VIBotiflaca

Huancavelica

Huaraz

Gallito Ciego

Mollendo

PacasmayoTrupal

Restitución

Trujillo Sur

GeraMoyobamba

Bellavista

Tarapoto

Poechos

CurumuyPaita Sullana

Sistema Sistema Eléctrico Eléctrico Interconectado Interconectado Nacional Nacional (SEIN)(SEIN)

220 kV220 kV138 kV138 kV30-69 kV30-69 kV

Líneas de Transmisión DT Líneas de Transmisión DT STST

Central HidroeléctricaCentral HidroeléctricaCentral TermoeléctricaCentral TermoeléctricaSubestación EléctricaSubestación Eléctrica

Máxima Demanda de Potencia 3966 MWMáxima Demanda de Potencia 3966 MW

220 kV

138 kV

En la actualidad En la actualidad algunos tramos de algunos tramos de

la red presentan la red presentan crecientes niveles crecientes niveles

de congestiónde congestión. .

Estos problemas se Estos problemas se presentan en presentan en

algunas horas del algunas horas del día, día, cuando la cuando la

demanda es demanda es mayor.mayor.


Fuente estadística: COES-SINAC Informe de Operación Semanal

N° 28 – 2007, 7 al 13 de julio del 2007TR

AN

SM

ISIÓ

NT

RA

NS

MIS

IÓN



En particular, por periodos cortos, algunas líneas tienen que ser OPERADAS POR ENCIMA DE LOS ESTÁNDARES DE CAPACIDAD para poder reducir sus costos de congestión. Es el caso de las líneas:

Paramonga – Chimbote: hacia el norte (160 MW)Mantaro – Cotaruse: hacia el sur (280 MW)

Código Línea de Transmisión Sentido

L-2215 Paramonga Nueva - Chimbote 1

L-2051/L-2052 Mantaro - Cotaruse (Socabaya)

L-2258 Paragsha II - Carhuamayo

L-2224 Pachachaca - Oroya NuevaFuente: COES-SINAC Informe de Evaluación de la Operación Diaria (días 11 y 18 de julio del 2007)

Esta situación incrementa el riesgo de falla ante eventos imprevistos en el sistema, ya que SE REDUCE EL MARGEN DE RESERVA REAL EN ALGUNAS ZONAS (en el sur este llegaría solo a un 10%).


TR

AN

SM

ISIÓ

NT

RA

NS

MIS

IÓN

2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (1)2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (1)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD

DU

CT

O D

E G

AS

NA

TU

RA

LD

UC

TO

DE

GA

S N

AT

UR

AL


Elaboración: Oficina de Estudios Económicos – OSINERGMIN.

Distribución Lima (Promigas de Colombia)

Yacimientos Camisea

San Martin -Cashiriari

La Convención - Cusco

Planta de Separación

Las Malvinas

Gas seco (reinyección)

Líquidos de Gas Natural

Diesel 2 Gasolinas GLP (Mercado Interno y Externo)

Explotación Consorcio PLUSPETROL (Argentina)

Transporte Consorcio TGP(Argentina)

Gas Natural

Seco City Gate

Lurín - Lima

Gas Natural

Planta de Fraccionamiento Lobería - Pisco

PLUSPETROL

Gas Natural

Seco (Mercado Interno)

Exportación LNG Cañete, Hunt Oil

Gas Natural Licuefactado

(Mercado Externo)

2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (2)2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (2)

Capacidad de Transporte del Ducto de Gas Natural por Tramos

18”24”32”

300 MMPCD

427 MMPCD

1 179 MMPCD

Km 730

LURÍN

Km 518

PISCO

Km 208

AYACUCHO

Km 00

MALVINAS

Fuente: OSINERGMIN

2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (3)2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (3)

LA DEMANDA ACTUAL DEL DUCTO ES CERCANA A SU CAPACIDAD en el tramo de Pisco a Chilca (300 MMPCD). En términos físicos la demanda absorbería esta capacidad en el año 2009.

LOS CONTRATOS DE SUMINISTRO DE GAS SON INTERRUMPLIBLES. Esto genera incertidumbre en el mediano plazo pues en ausencia de contratos a firme, cuando exista déficit de capacidad del ducto, no se podría saber exactamente la capacidad disponible para el transporte de gas natural.

CONTRACTUALMENTE NO SE PUEDE EXIGIR UNA AMPLIACIÓN DEL DUCTO ya que esta ampliación sólo procede con capacidad firme. Actualmente, existen discrepancias sobre si la obligación de ampliación del ducto debe proceder “en base a su utilización según contrato” o “bajo contratos a firme”.

LA AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD PUEDE REALIZARSE EN UNA PRIMERA INSTANCIA VÍA LA INSTALACIÓN DE COMPRESORES requiriéndose posteriormente la construcción de otro ducto.

EL GOBIERNO A TRAVÉS DE PROINVERSIÓN HA CONVOCADO A LICITACIONES PARA LA AMPLIACIÓN DE DUCTOS REGIONALES lo cual permitiría la instalación de generadores eléctricos en las zonas de estos ductos.

2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (4)2.5 Capacidad del Ducto de Transporte de Gas Natural (4)2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD2. PERSPECTIVAS EN CAPACIDAD

DU

CT

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NA

TU

RA

LD

UC

TO

DE

GA

S N

AT

UR

AL


PLAN DE TRANSMISIÓN

INSTALACIONESSOMETIDAS A

LICITACIÓN

INSTALACIONESCONSTRUIDAS POR

AGENTES, SIN LICITACIÓN

INSTALACIONES CONSTRUIDAS POR

AGENTES FUERA DELPLAN DE TRANSMISIÓN

SISTEMA PLANIFICADOSISTEMA PLANIFICADORemuneración por contratoRemuneración por contrato

Si terceros utilicen la línea, la tarifa Si terceros utilicen la línea, la tarifa se fija con los mismos principios se fija con los mismos principios del SST (por el uso)del SST (por el uso)

Contratos Contratos BOOT (30 años)BOOT (30 años)

Se asigna según “Beneficios Económicos” Se asigna según “Beneficios Económicos” (generadores y consumidores)(generadores y consumidores)

Cálculo de Costo Cálculo de Costo Eficiente Eficiente

SISTEMA COMPLEMENTARIOSISTEMA COMPLEMENTARIO

(ENTE PLANIFICADOR)Necesidades Necesidades del sistemadel sistema

GeneradoresGeneradores

DistribuidoresDistribuidores

Ley Nº 28832 - Libro BlancoLey Nº 28832 - Libro Blanco3. CAMBIO EN EL MODELO REGULATORIO3. CAMBIO EN EL MODELO REGULATORIO

Esta misma Ley ha cambiado el modelo de determinación de tarifas de generación pasando de un esquema de regulación a uno de licitaciones.

EN EL 2006, SE OBSERVÓ QUE LAS INVERSIONES EN GENERACIÓN COMPROMETIDAS A FIRME ERAN INSUFICIENTES para cubrir los niveles del crecimiento de la demanda. ELLO LLEVÓ A QUE EL ESTADO A TRAVÉS DE ELECTROPERÚ, EVALUARA LA NECESIDAD DE INVERSIONES ADICIONALES para complementar cualquier posible deficiencia. Esto indujo a los agentes a anunciar el adelanto de inversiones e incluso nuevas inversiones (Duke Energy y SN Power), pese a que algunas no tenían aún concesión definitiva. EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ALCANZA NIVELES DE SATURACIÓN EN LA ZONA NORTE Y MENOR MEDIDA EN EL SUR, lo que incrementa el riesgo de falla y genera problemas para la firma de contratos por parte de los generadores de estas zonas. En este contexto, las inversiones necesarias no se concretarían a tiempo. PARA ENFRENTAR EL PROBLEMA DE CONGESTIÓN EN EL SUR, el MEM contempla licitaciones de la linea Mantaro-Socabaya aunque, de no progresar el mecanismo, existiría la posibilidad de reforzar la línea actual. PERSISTEN LOS PROBLEMAS QUE DESINCENTIVAN EL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO tales como generación ineficiente, falta de mecanismos que incentivan la generación dual.

4.1 Problemática en el Corto Plazo 4.1 Problemática en el Corto Plazo 4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD


4.2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (1)4.2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (1)4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD

LAS DISTRIBUIDORAS NO TIENEN INCENTIVOS PARA CONTRATAR A LARGO PLAZO, (deben garantizar que su demanda esté cubierta; dado que no son responsables del mercado libre, su mejor opción es prever una baja tasa de crecimiento y horizonte de planeamiento más corto).

CONTRATAR NO ES RENTABLE PARA TODOS LOS GENERADORES, lo que origina que la demanda no se pueda cubrir con contratos (sólo las centrales con bajos costos de producción tiene incentivo para contratar, las de alto costo buscan obtener rentas en el mercado de corto plazo administrado por el COES).

FALTA DE CONTROL DE LA DEMANDA TOTAL (cliente libre y regulado).

LOS GENERADORES TIENEN INCENTIVOS PARA RETRAZAR LA ENTRADA DE UNIDADES con el objeto de mantener alto el precio de Largo Plazo. No hay incentivo para mejorar la oferta de generación porque la mayor oferta redunda en una caída del precio, que puede ser incontrolable.

NO HAY INCENTIVO REAL PARA LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA O COGENERACIÓN DENTRO DEL SECTOR ELÉCTRICO (los incentivos están en el sector gas natural).


4.2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (2)4.2 Problemática en el Mediano y Largo Plazo (2)4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD4. PROBLEMÁTICA DEL SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD

NO EXISTE UN MERCADO DEFINIDO PARA EL PAGO DE LA RESERVA ni los incentivos para buscar una “reserva eficiente”.

LOS COSTOS FIJOS POR EL TRANSPORTE DEL GAS NATURAL NO SON RECONOCIDOS COMO TALES POR LA EXISTENCIA DE LA GARANTÍA DE RED PRINCIPAL. Se requiere de un mecanismo para que, dentro del sector eléctrico, se resuelva este problema.

NO EXISTE UN SISTEMA DE CONTROL DE LA CADENA DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD CON LA DE GAS NATURAL que permita reducir el Riesgo de Falla de Corto Plazo.

FALTA CONCILIAR EL DESARROLLO DEL SECTOR ELÉCTRICO CON EL DEL GAS NATURAL (transporte eléctrico y transporte de gas natural) para incentivar la desconcentración de las centrales de generación y minimizar los posibles efectos derivados de la pérdida de algún sistema de transporte.


5.1 Medidas de Corto Plazo (1)5.1 Medidas de Corto Plazo (1)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA

Procesos convocados a cargo de PROINVERSION

Procesos convocados a cargo de PROINVERSION

CONCLUSIÓN: Se requiere asegurar el cumplimiento del cronograma (PLAN TRANSITORIO DE TRANSMISIÓN) para aliviar la congestión

CONCLUSIÓN: Se requiere asegurar el cumplimiento del cronograma (PLAN TRANSITORIO DE TRANSMISIÓN) para aliviar la congestión

Se han revisado los factores que intervienen en los

precios de las licitaciones

Precio de potencia

Precios máximos de energía punta

Precios máximos de energía fuera de punta

mediante

Negociación directa con REP (operador de transmisión)

Negociación directa con REP (operador de transmisión) óó

Se han planificado reforzamientos de corto plazo y mediano plazo.

Se estaría ampliando la capacidadPara el Norte

Para el SurLicitaciones a cargo

de Proinversión



1. EVALUAR ALTERNATIVAS DE INCREMENTO DE CAPACIDAD “DE NORTE A SUR”: a) Ampliación de la línea de transmisión.b) Instalación de equipos FACTS “Flexible Alternating Current Transmission System”.c) Reforzamiento de las instalaciones del sistema sur (aprobado por el MINEM).

2. EVALUAR LA CONVENIENCIA DE MANTENER CENTRALES DE EGASA EN LA ZONA.3. ASEGURAR QUE TGP AMPLÍE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE estableciendo cual es la capacidad contratada a firme e

invirtiendo en compresores hasta que se amplíe el ducto (a la fecha, la instalación estaría en proceso de realización).

Viene siendo construida por REP.Incrementará al doble la capacidad de transmisión (2da terna).Se espera su entrada en abril del 2008.

Zona Sur (esperada para fines del 2009)

A cargo de PROINVERSION.Contratos aprobados por PROINVERSIÓN.Entrada esperada a inicios del 2010.

Incorporadas en el plan.En proceso de transferencia a PROINVERSION.Entrada esperada en el primer semestre del 2010

Zapallal, Paramonga, Chimbote

Mantaro - Caraveli - Montalvo

Macchu Picchu – Cotaruse (reforzamiento interconexión)

Vizcarra, Huallanca, Cajamarca, Carhuaquero, Talara – Piura

Reforzamiento InterconexiónCentro – Sur


Chilca – La Planicie – Zapallal

EMITIR LAS NORMAS Y DECRETOS ADICIONALES QUE FACILITEN LAS MEDIDAS TRANSITORIAS DEL LIBRO BLANCO, permitiéndose en el corto plazo la celebración de contratos de venta de energía y las licitaciones de las líneas de transmisión (MINEM-OSINERGMIN). El 14 de octubre del 2007 se publicó el Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad (Decreto Supremo Nº 052-2007-EM)REGLAMENTAR LA COORDINACIÓN ENTRE EL COES-SINAC, MINEM Y OSINERGMIN PARA APROBAR E IMPLEMENTAR EL PLAN DE TRANSMISIÓN (inversiones por reconocerse y procedimientos de licitación). CREAR LA UNIDAD DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN EN EL MINEM. Esta Unidad sería la encargada de revisar los criterios bajo los cuales se aprobarán las nuevas inversiones en transmisión.FOMENTAR EL AHORRO ENERGÉTICO, LA COGENERACIÓN Y LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA. En particular, crear un procedimiento en el COES precisándose el mecanismo por el cual los generadores distribuidos realizarán sus ventas a aquellos generadores que, con respecto a sus contratos dentro del COES, tengan déficits de generación.



1.1. GARANTIZAR UNA RESERVA DE CAPACIDAD Y LA SUSCRIPCIÓN DE GARANTIZAR UNA RESERVA DE CAPACIDAD Y LA SUSCRIPCIÓN DE CONTRATOS A LARGO PLAZO, CONTRATOS A LARGO PLAZO, mediante la revisión del mecanismo de pago de capacidad y la creación de un mercado de capacidad.

2.2. DISEÑAR UN PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN DISEÑAR UN PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN incluyendo requerimientos de nueva capacidad de generación año por año y la participación de PROINVERSIÓN en el proceso.

3.3. DESARROLLAR ALTERNATIVAS DE NUEVOS PROYECTOS DE GENERACIÓN DESARROLLAR ALTERNATIVAS DE NUEVOS PROYECTOS DE GENERACIÓN considerando la relación entre centrales a gas natural e hidroeléctricas y teniendo diferentes aspectos de confiabilidad.

5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (1)5.1 Medidas de Mediano y Largo Plazo (1)5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA5. MEDIDAS DE SOLUCIÓN ANTE LA PROBLEMÁTICA

EN MATERIA DE GENERACIÓNEN MATERIA DE GENERACIÓN

SE REQUIEREN MEDIDAS QUE INCENTIVEN EL DESARROLLO DE UNA “RESERVA EFICIENTE”



GENERACIÓN A GAS NATURALGENERACIÓN A GAS NATURAL

SE REQUIEREN MEDIDAS QUE SE DEBEN IR TOMANDO AHORA PERO CUYO EFECTO SE SENTIRÁ EN EL MEDIANO PLAZO:

1.1. IDENTIFICAR MEDIDAS QUE POSIBILITEN EL ALMACENAMIENTO DE GAS IDENTIFICAR MEDIDAS QUE POSIBILITEN EL ALMACENAMIENTO DE GAS NATURALNATURAL (depósitos de GNL).

2.2. PROPONER UNA RED DE CENTRALES DE GENERACIÓN REGIONALESPROPONER UNA RED DE CENTRALES DE GENERACIÓN REGIONALES de tal manera que la red reciba gas natural con menor riesgo de no suministro (posible central de Electroperú en el sur).

3.3. ANALIZAR EL TRATAMIENTO REGULATORIO DE LOS COSTOS FIJOS,ANALIZAR EL TRATAMIENTO REGULATORIO DE LOS COSTOS FIJOS, asociándolos al uso del ducto de transporte de gas, a fin de reducir riesgos.

4.4. IDENTIFICAR MEDIDAS PARA INCREMENTAR LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE IDENTIFICAR MEDIDAS PARA INCREMENTAR LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL A LIMADE GAS NATURAL A LIMA (instalación de compresores en la red, ductos paralelos, ampliación de ductos). Recientemente, TGP estaría instalando compresores en el ducto a Lima para ampliar la capacidad de transporte.

5.5. FOMENTAR LA AMPLIACIÓN DE LA RED MEDIANTE DUCTOS REGIONALESFOMENTAR LA AMPLIACIÓN DE LA RED MEDIANTE DUCTOS REGIONALES. El objetivo sería descentralizar las inversiones.


1.1. DERECHOS DE AGUA. DERECHOS DE AGUA. Ordenamiento de la normativa para el otorgamiento de derechos de agua (MINEM en coordinación con el Ministerio de Agricultura / Ministerio de Vivienda Construcción y Saneamiento).

2.2. PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE. PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE. Sistematización de los mecanismos de protección al medio ambiente (CONAM en coordinación con MINEM / OSINERGMIN / Presidentes Regionales).

3.3. COSTO Y BENEFICIO DE LOS PROYECTOSCOSTO Y BENEFICIO DE LOS PROYECTOS sobre las comunidades vecinas. 4.4. MEDIDAS FISCALES. MEDIDAS FISCALES. Análisis del impacto de la devolución anticipada del IGV (MINEM / MEF /

OSINERGMIN). 5.5. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO. Actualizar los estudios sobre potencial hidroeléctrico.6.6. FINANCIAMIENTO.FINANCIAMIENTO. Evaluar los largos periodos de maduración y la participación de fondos

multilaterales y garantías MINEM / MEF / OSINERGMIN. Seleccionar alternativas de financiamiento que permitan el desarrollo adecuado de estos proyectos.


GENERACIÓN HIDROELÉCTRICAGENERACIÓN HIDROELÉCTRICA

DESARROLLAR UN PROGRAMA QUE FACILITE LA INVERSIÓN EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y QUE CONTEMPLE:



1.1. REFORZAR LA INTERCONEXIÓN CENTRO – SURREFORZAR LA INTERCONEXIÓN CENTRO – SUR. Se requiere identificar las mejores tecnologías (segunda terna, instalación de equipos), plazos y asignación de costos entre usuarios.

2.2. REALIZAR ESTUDIOS DE POTENCIAL EN ENERGÍAS REALIZAR ESTUDIOS DE POTENCIAL EN ENERGÍAS ALTERNATIVAS,ALTERNATIVAS, tales como energía eólica y centrales a biomasa. Asimismo, se requiere evaluar la inclusión de nuevas tecnologías de bajo precio y grandes tamaños de las unidades.

3.3. MEJORAR Y FORTALECER LA ORGANIZACIÓN DEL MEJORAR Y FORTALECER LA ORGANIZACIÓN DEL OPERADOROPERADOR DEL SISTEMADEL SISTEMA. Como parte de ello, implementar las medidas establecidas en la Ley Nº 28832 (Ley para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica).


OTRAS MEDIDAS DE CARÁCTER GENERAL


4.4. IMPLEMENTAR Y FORTALECER LAS INSTITUCIONES IMPLEMENTAR Y FORTALECER LAS INSTITUCIONES DESTINADAS A CREAR EL PLAN DE INVERSIONES EN DESTINADAS A CREAR EL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSMISIÓNTRANSMISIÓN incluyendo los criterios bajo los cuales se aceptarían las nuevas inversiones.

5.5. DESARROLLAR UN CATÁLOGO DE PROYECTOSDESARROLLAR UN CATÁLOGO DE PROYECTOS Y SU ESQUEMA Y SU ESQUEMA DE CONCESIÓNDE CONCESIÓN. Se requiere desarrollar un catálogo de proyectos que incluya estudios de preinversión y permisos ambientales, disponible para los inversionistas, con el fin de fomentar la inversión. Como parte de ello, se requerirá desarrollar un esquema de concesión de los proyectos identificados en el catálogo.

6.6. POSIBILITAR UN TRATAMIENTO REGULATORIO ADECUADO A POSIBILITAR UN TRATAMIENTO REGULATORIO ADECUADO A LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y LA COGENERACIÓNLA GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y LA COGENERACIÓN.. Buscar, entre otros objetivos, el traslado de la demanda de potencia de la generación a gran escala a la cogeneración, minimizando con ello, el riesgo de falla del sistema en el corto plazo.




7.7. REVISAR LOS PROCEDIMIENTOS REGULATORIOSREVISAR LOS PROCEDIMIENTOS REGULATORIOS

Procedimiento de Cálculo del Precio Básico de Energía (considerar escenarios hidrológicos factibles y no promedios y generar un menor desacoplamiento con el Precio Spot)Procedimiento de Determinación del Precio Básico de Potencia (dar una señal más estable a los agentes).Procedimiento de identificación del “plan de obras”.Otros procedimientos específicos: a) Costo Variable No Combustible, b) Tratamiento e incentivos para la inversión en transmisión secundaria.

8.8. MEJORAR EL PROCESO DE SUPERVISIÓN DEL COESMEJORAR EL PROCESO DE SUPERVISIÓN DEL COES

Proceso de supervisión de la operación del sistema realizado por el COES (mejorarlo, principalmente, en lo que se refiere a la supervisión del uso eficiente del agua).



abril, 2008 alfredo dammert lira presidente del consejo directivo osinergmin xii reuniÓn anual...

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