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El Sector de la Generación Eléctrica en el Perú
Identificación de Problemas y Posibles Soluciones
Propuestas para la Reunión del Sector Electricidad OSINERG
Lima, 16 de julio de 2004
Daniel Cámac OSINERG 2
Temas a Tratar
1. Fijación Tarifaria
2. Remuneración y Suficiencia de la Capacidad
3. Contratos Generador-Distribuidor
4. Incentivos a la inversión
5. Organización y operación del COES
El Sector de Generación Eléctrica en el Perú
1. Fijación Tarifaria
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1. Fijación Tarifaria Problemas Fundamentales
Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda
Desviación de las Tarifas con lo que sucede en la realidad
Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en Barra
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a) Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda
Problemática actual La ausencia de procedimientos que establezcan
clara y objetivamente los criterios y la metodología para la determinación del Programa de Obras de generación y la proyección de la demanda ocasiona constantes discrepancias y conflictos entre los agentes económicos del sector energético y el regulador debido a las diferentes interpretaciones que se dan en estas proyecciones
¿Discrecionalidad del Regulador?
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a) Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda
Visión parcial
Se dice que la inclusión de determinados proyectos ha perjudicado a los generadores
Ejm.: Plantas de Generación usando el gas de Camisea han sido incluidas en las tarifas en barra aprobadas por el Regulador desde Noviembre 1997.
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a) Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda
No obstante…..
COES propuso la planta de Camisea mediante “Informe Técnico Económico – Oficio COES-SICN/P- 027-97 del 12/09/97.
C.H. Chimay y Yanango no fueron incorporados por los generadores. Solo se incluyeron cuando faltaban 2 años
La oferta de generación “adicional” estuvo acompañada por la demanda “adicional” asociada a nuevos proyectos mineros
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a) Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda
Por lo tanto
No ha existido desviaciones sustanciales en las proyecciones del Regulador con aquellas confirmadas por la realidad
Revisión del PBE
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
May 1998 Nov 1998 May 1999 Nov 1999
Fijación Tarifaria
US
$/M
Wh
COES Fijado Revisado
Fijación COES Fijado Revisado Var COES Var OSINERG
May 1998 35,17 25,30 24,53 43% 3%
Nov 1998 30,42 23,65 23,87 27% -1%
May 1999 27,89 21,18 20,56 36% 3%
Nov 1999 36,73 27,74 28,22 30% -2%
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a) Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda
¿Qué se propone?
Si bien el D.S. N° 010-2004-EM es un avance, se requiere explicitar criterios a fin de minimizar la asimetría de información.
En el caso de la Oferta:
Proyectos Tipo A: Proyectos que se encuentren en ejecución física y con una estimación de puesta en servicio dentro del horizonte de tiempo del plan de obras.Verificación a través de un seguimiento continuo al Diagrama PERT del
Proyecto
Proyectos Tipo B: Proyectos que resulten rentables con la señal de precios básicos de energía y potencia vigentes al momento de iniciarse el proceso de fijación de las Tarifas en Barra y que pueden ser culminados dentro del horizonte de tiempo del plan de obras
Verificación a través de un formulario de Evaluación Económica pre-establecido
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a) Criterios para la determinación del Programa de Obras de Generación y la Proyección de la Demanda
¿Qué se propone? En el caso de la demanda:
El único hito que en la actualidad puede indicar el nacimiento de un proyecto minero es la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental.
Consecuentemente, se debe efectuar un seguimiento de las siguientes autorizaciones: Disponibilidad de Terreno Autorización para uso de aguas Concesión de beneficio y autorización de construcción Contrato de estabilidad (incluye el detalle de obras principales,
producción esperada, monto de inversión, forma de financiamiento, plazo de ejecución, etc.).
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b. Desviación de las Tarifas con lo que sucede en la realidad
Problemática Actual Las proyecciones de la Oferta y Demanda, sobre todo nuevos
proyectos, a decir de los generadores vienen siendo realizados por OSINERG sin tomar en cuenta la realidad de los hechos.
¿Qué se propone?
Revisión Ex-post de las Tarifas en Barra con base en la oferta y demanda ejecutada
En cada proceso tarifario se procederá también a calcular un Factor de Corrección de Tarifas en Barra, con base en la oferta y la demanda ejecutada de los cuatro años anteriores.
Con el factor antes referido se efectuarán las deducciones o incrementos correspondientes en las Tarifas en Barra para el periodo siguiente.
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c) Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en Barra
Problemática Actual Los plazos para la ejecución de las diferentes
etapas en los procesos de regulación resultan demasiado cortos y no permiten efectuar las revisiones, cálculos y verificaciones que se requieren para la determinación de las tarifas.
En efecto, a fin de cumplir con las normas de transparencia, los procesos tarifarios involucran múltiples etapas que han llevado a que, prácticamente, una vez finalizada una fijación tarifaria, se de inicio a la siguiente.
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c) Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en Barra
Fijación mayo 2004 Fijación noviembre 2004
15 días hábiles
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c) Periodicidad de la Fijación de las Tarifas en Barra
¿Qué se propone? Mediante Ley del Congreso de la República y Decreto
Supremo del MEM, se modifique la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, respectivamente, a fin que la periodicidad del proceso de fijación de las Tarifas en Barra sea anual.
Esta modificación daría una señal económica más estable tanto a los inversionistas como a los consumidores y permitiría contar con mayores plazos para la elaboración de las propuestas tarifarias, su revisión y la fijación de las tarifas de generación.
El Sector de Generación Eléctrica en el Perú
2. Remuneración de la Capacidad y Reserva
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3. Estabilidad del Precio de la Potencia
Problemática actual El elemento de costos
que define gran parte del valor del Precio Básico de Potencia es el precio FOB de la turbina a gas de la unidad de punta
Dicho precio se obtiene de la publicación “Gas Turbine World Handbook”.
A pesar, de que en la referencia utilizada el precio se obtiene como promedio del mercado, el mismo ha tenido un comportamiento volátil
Esto ha llevado a comportamientos estratégicos Esto ha llevado a comportamientos estratégicos en las propuestas de los agentesen las propuestas de los agentes
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3. Estabilidad del Precio de la Potencia
Que se ha propuesto Se recomienda utilizar
el valor promedio de las últimas cinco ediciones de la revista a fin de dar una señal estable a los consumidores e inversionistas.
El Sector de Generación Eléctrica en el Perú
4. Contratos Generador-Distribuidor
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4. Contratos Generador-Distribuidor
Problemática Actual
Algunas Estadísticas
Propuestas de Corto Plazo (inmediatos)
Esquemas de Mediano Plazo
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Libre48%
Regulado52%
9 611 GWh
8 852GWh
Problemática Actual
AÑOS PARA EL VENCIMIENTO DE CONTRATOS (BASE ABRIL 2004)
1 año9%
2 años27%
3-5 años31%
6-10 años26%
11-15 años6%
16-21 años1%
Número de Contratos de las Empresas Distribuidoras por Año de Vencimiento
Vencidos5 Contratos
(11%)
20043 Contratos
(7%) 20056 Contratos (13%)
20069 Contratos (20%)
20078 Contratos (18%)
> 200714 Contratos (31%)
Precios : Regulados por OSINERG
N° Usuarios: 3 732 855
Precios : Resultado de una libre negociación entre las partes
N° Usuarios: 249
NADIE quiere
Renovar !!!
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¿Qué se aduce? Las tarifas no cubren los costos El Regulador ha disminuido
sistemáticamente el nivel de las tarifas de generación para compensar el incremento de los cargos de transmisión (electricidad y gas natural)
Las tarifas en el Mercado Spot, en la actualidad, son 4 a 5 veces la tarifa en el mercado regulado
Daniel Cámac OSINERG 22Costos Operativos
Las tarifas reguladas cubren los costos totales
Perú - SEIN : Costos Totales de Generación
0
50
100
150
200
250
300
350
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Mill
ón
US
$
Combustibles y Lubricantes Suministros Diversos
Cargas de Personal Servicios Prestados por Terceros
Tributos Cargas Diversas de Gestión
Daniel Cámac OSINERG 23Costos Operativos
Las tarifas reguladas cubren los costos totales
Perú - SEIN : Costos y Precios de Generación
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
US
$ /
MW
h
Precio de Electricidad a Nivel Generación Costo Variable de Producción
Costo Fijo de Producción Costo Total de Producción
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Costos Operativos
Las tarifas reguladas cubren los costos totales
Perú - SEIN : Costos e Ingresos de Generación
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
US
$ /
MW
h
Utilidad Operativa
Sum.Div. ; Personal; Terceros; Gestión
Costo Combustible
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Perú : Precios de Venta del Generador a Clientes
30
35
40
45
50
55
2003200220012000199919981997
US
$ /
MW
h
Clientes Libres - G Generador/Distribuidor Total
El Total representa el promedio de venta de los generadores(el precio incluye los costos de transmisión)
¡Precios Libres y Regulados Convergen!
Las tarifas reguladas están a la par con las del mercado libre
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Las Tarifas en Barra no tienen que ser iguales a las del mercado spot
MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES DIFERENTES !!!
T. Barra y CMg
0
10
20
30
40
50
60
70
80
En
e-9
7
Ma
y-9
7
Se
p-9
7
En
e-9
8
Ma
y-9
8
Se
p-9
8
En
e-9
9
Ma
y-9
9
Se
p-9
9
En
e-0
0
Ma
y-0
0
Se
p-0
0
En
e-0
1
Ma
y-0
1
Se
p-0
1
En
e-0
2
Ma
y-0
2
Se
p-0
2
En
e-0
3
Ma
y-0
3
Se
p-0
3
US
$/M
Wh
Tarifa Promedio SPOT
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Las Tarifas en Barra no tienen que ser iguales a las del mercado spot
Chile - SIC: Comparación de Precios de Energía
0
20
40
60
80
100
120
Ene-98
Jul-9
8
Dic-9
8
Jul-9
9
Dic-9
9
Jun-0
0
Dic-0
0
Jun-0
1
Dic-0
1
Jun-0
2
Dic-0
2
Jun-0
3
Dic-0
3
Jun-0
4
US
$/M
Wh
CMg PBarra
MERCADOS CON RIESGOS y RESPONSABILIDADES DIFERENTES !!!
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Libre48%
Regulado52%
El nivel de transferencias es reducido con relación a la facturación total
Facturación 408 mio US$
Venta 8 852 GWh
Facturación 818 mio US$
Venta 9 611 GWh
67.9 Mio US$
Generadores con excedentes
-Edegel 30%-Egenor 29%-Eepsa 13%-Enersur 12%-Termoselva 8%-Egemsa 5%-CNP 2%-Electroandes 1%
Generadores con déficit
-Electroperú 48%-Shougesa 17%-Etevensa 10%-San Gabán 9%-Cahua 7%-Egesur 6%-Egasa 3%
TransferenciasAño 2003
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¿Qué se requiere comprender? Vender vía Contratos implica un Riesgo diferente
que el vender al SPOT.
La Ley establece como “paradigma” la seguridad del suministro y por tanto exige contratos a los distribuidores.
El término “potencia firme” implica un sistema de riesgo controlado.
El precio de la potencia debe servir para equilibrar los riesgos en ambos mercados.
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Medidas de Corto Plazo
Medida a Adoptar Qué se busca Quién debeAdoptarla
Cómo adoptar la medida
a) Distribuir el pago de la potencia entre generadores eficientes
Dar la señal para tener reservas eficientes
MEMR.M. que modifique porcentaje de Margen de Reserva
b) Incrementar el Factor de Incentivo a la Contratación
Reducir la ganancia en el SPOT y premiar a los que contratan
MEMD.S. que modifique porcentajes actuales
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a) Distribuir el pago de la potencia a generadores eficientes
Problemática Actual La tarifa reconoce, en el
pago de la potencia una reserva eficiente (MRO)
La reserva (MR) especificada por el MEM hace que los ingresos alcancen a algunas plantas térmicas que no tienen garantía de una operación continua e incentiva a que las mismas no se reemplacen
El monto asignado a dichas plantas ineficientes alcanza a 17 Mio US$ anuales que corresponden a 512MW
Qué se propone Redistribuir los ingresos
entre los generadores más eficientes hasta el MRO
DEMANDA
MRO
DEMANDA
MR
42%
1265MW
25%
752MW
G1
G2
G3
G4
G5
G6
G7
G8
G9
G10
G11
3010MW
Daniel Cámac OSINERG 32
b) Incrementar el Factor de Incentivo a la Contratación
Problemática Actual Este factor (x) se introdujo
como mecanismo para incentivar la contratación del Mercado Libre y Regulado
Este factor, inicialmente, estuvo fijado en 5%; sin embargo, se ha ido reduciendo hasta su valor actual, que es 2%. En el 2006 será 0%.
¿Qué se propone? Se debe incrementar este
factor a 20% y 50%. Con 20%, el monto que podrían disponer los generadores por incentivo a la contratación sería aproximadamente de 76 Mio. de Nuevos Soles anuales, y con un FIC de 50% dicho monto se elevaría a 190 Mio. de Nuevos Soles anuales.
Potencia
GeneradoresNo contratantes
GeneradoresContratantes
Potencia
Reciben mas que el PB
Traslado
ContratosSpot
Bolsa Potencia
Me
ca
nis
mo
d
e r
ep
art
o
(1-X) * PB * D
Recaudación = PB*D
X
Reciben menos que el PB
Prueba de que el Precio de Barra de Potencia es Diferente al Precio de Potencia en el Spot!!!!Prueba de que el Precio de Barra de Potencia es Diferente al Precio de Potencia en el Spot!!!!
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Medida de Mediano Plazo
¿Qué se puede hacer en el mediano plazo? Trasladar la experiencias del Mecanismo “BOOT”
de transmisión Promover la participación de nuevos actores Promover mayor dinamismo al mercado de
clientes libres
¿Qué riesgos se evitan? La supuesta discrecionalidad del regulador La volatilidad del Precio en Barra
Daniel Cámac OSINERG 34
¿Qué se propone? Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de
Clientes Libres... Composición del mercado de Energía Eléctrica -2003
Nota :Los consumidores no residenciales están conformados por los pequeños industriales, comercios, entre otros. Los consumidores libres son aquellos cuya potencia contratada están por encima de los 1,000 kW.
48%
9%
28%
15%
Consumidor Libre Consumo Residencial > 300 kWh
Consumo no residencial Consumo Residencial < 300 kWh
Regulado : 52%
Daniel Cámac OSINERG 35
¿Qué se propone? Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de
Clientes Libres Profundizar el desarrollo del mercado de clientes
libres, permitiendo que el segmento de clientes No-Residenciales formen un nuevo bloque que puede ser licitado a precio firme.
Esto significa un 28% del mercado. Se puede hacer por etapas.
10% del mercado cada 2 años. La forma del contrato lo establece el regulador.
Idea de Contrato estándar
Del mismo modo, los Consumidores Residenciales cuyos consumos están por encima de 300kWh por mes (9% del mercado) también puedan acceder al mercado libre donde se negocia los precios.
Daniel Cámac OSINERG 36
¿Qué se propone? Propuesta: Mayor desarrollo del Mercado de
Clientes Libres De este modo el mercado Libre estaría compuesto por el mercado
libre actual (libre A) mas el nuevo segmento (libre B) En estas condiciones el mercado regulado quedaría reducido
solamente al consumo residencial cuyo promedio de consumo por usuario es menor a 300 kWh por mes (15 %)
Libre A Libre B
Quien contrata ? Cliente PROINVERSION (*)
Transfiera Costo de compra
SI SI
Fose NO SIHorizonte Variable MinImo 10 añosNTCSE No es obligatorio Obligatorio
Caracteristicas para contratacion
(*) Con lineamientos técnicos de OSINERG
Daniel Cámac OSINERG 37
¿Qué se propone? Propuesta adicional: Licitar el Incremento de
la Demanda
Permitir que el nuevo consumo sea incorporado como un nuevo bloque que puede ser licitado a precio firme.
Esto significa entre 300 y 400 MW cada 2 años.
Se puede hacer según el crecimiento. Al inicio cada 2 años.
La forma del contrato lo establece el regulador. Idea de Contrato estándar
El Sector de Generación Eléctrica en el Perú
4. Incentivos a la inversión
Daniel Cámac OSINERG 39
Potencia Efectiva, Máxima Demanda y Reserva en el SEIN 1994 -2003 (MW)
En los últimos años no ha habido mayor inversión en capacidad de generación luego de un período de expansión.
Evolución de la Demanda y Oferta del SEIN (1994 - 2004 P)
2 312 2 305 2 347 2 3942 536 2 552
2 6542 793
2 900 2 9653 083
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
MW
Diesel 760 790 809 1 348 1 456 1 504 1 504 1 402 1 399 1 399 1 399
Carbón 0 0 0 0 0 0 125 142 142 142 142
Gas Natural 0 0 0 0 238 238 238 238 238 238 238
Hidráulica 2 038 2 043 2 043 2 090 1 995 2 090 2 241 2 600 2 624 2 626 2 641
Reserva 486 528 506 1 044 1 153 1 280 1 453 1 589 1 503 1 440 1 336
Demanda 2 312 2 305 2 347 2 394 2 536 2 552 2 654 2 793 2 900 2 965 3 083
1 994 1 995 1 996 1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003 2004 P
Daniel Cámac OSINERG 40
Inversiones en Generación Eléctrica posteriores a la LCE
Motivo de la Inversión
Hidraúlica TérmicaAño de Ingreso
Potencia Efectiva (MW)
Total (MW)
Gallito Ciego 1997 38,1Yanango 2001 42,6Chimay 2000 149,0
Huanchor 2002 18,2Curumuy 1997 10,0Poechos 15,0
Ilo 2 2000 135,0San Gabán II 2000 110,0
Yuncán 130,0Ampl. Machupicchu 2001 75,0
Mollendo 1997 74,0Calana 1996 25,5
Moquegua 1996 0,9Amp. Cañón del Pato 1999 90,0
Aguaytía 1998 156,5Santa Rosa 1997 121,2Ventanilla 1997 328,0Malacas 1998 94,6Zarumilla 18,3Tarapoto 12,0Pucallpa 24,0
407,9
415,4
790,3
54,3
Señal de la LCE
Estado
Compromisos de Inversión
Sistemas Aislados
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Inversión en Generación y Demanda Eléctrica(Variaciones Porcentuales)
Evolución de la Inversión y la Demanda (1994 - 2006 P)
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 (P) 2005 (P) 2006 (P)
Inversion Demanda
Daniel Cámac OSINERG 42
Inversión anual en expansión de proyectos eléctricos con participación privada en países en desarrollo. (US$ miles de millones )
1 1
5
9
12
16
23
29
14
10
19
10
0
5
10
15
20
25
30
35
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Fuente: Private Participation in Infrastructure: Trends in Developing Countries in 1990-2001 -Banco Mundial
Sin embargo, esta situación no sería propia del caso peruano sino que abarcaría los principales países en desarrollo.
Daniel Cámac OSINERG 43
Evolución de las Inversiones, Tarifas en Barra y Costos Marginales
Sa
nta
Ro
sa
TG
7 (
12
0 M
W)
Mo
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do
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W)
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TG
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(7
7 M
W)
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8 M
W)
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W)
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G3
TG
4 (
30
2 M
W)
0
20
40
60
80
100
120
Ene
-96
May
-96
Sep
-96
Ene
-97
May
-97
Sep
-97
Ene
-98
May
-98
Sep
-98
Ene
-99
May
-99
Sep
-99
Ene
-00
May
-00
Sep
-00
Ene
-01
May
-01
Sep
-01
Ene
-02
May
-02
Sep
-02
Ene
-03
May
-03
Sep
-03
Ene
-04
May
-04
Sep
-04
US $/MWh
0
50
100
150
200
250
300
350
MW
INVERSIONES Tarifa Promedio SPOT
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Costos FijosInversión (US$/KW)Inversión (US$/KW)
550,00550,00
Anualidad con 12% (US$/KW-año)Anualidad con 12% (US$/KW-año)
70,1270,12
COyM (US$/KW-año)COyM (US$/KW-año)
14,8514,85
Costos VariablesCombustible (US$/MWh)Combustible (US$/MWh) 12,48 12,48
No Combustible (US$/MWh)No Combustible (US$/MWh)
2,792,79
Costo PromedioFactor de PlantaFactor de Planta
0,750,75
Fijo (US$/MWh) Fijo (US$/MWh)
12,9312,93
Variable (US$/MWh)Variable (US$/MWh)
15,2615,26
Total (US$/MWh)Total (US$/MWh)
28,1928,19
Costos de Generación EléctricaCentrales Térmicas - Ciclo CombinadoRecurso Energético: Gas Natural
CVC44%
CVNC10%
CF46%
Precio en Barra 32,71 (US$/MWh)
Precio CC/Gas Natural 28,19 (US$/MWh)
+14%
El Sector de Generación Eléctrica en el Perú
5. Composición y Operación del COES
Daniel Cámac OSINERG 46
Problemática Actual Las reglas no permiten que el sistema opere bajo
condiciones de mercado competitivo. El acceso al mercado es restringido
Existen restricciones para el flujo transparente de la información, al acceso del proceso de programación del despacho centralizado, y al suministro de los Servicios Complementarios.
Se impide acceso al COES de unidades pequeñas hidráulicas y/o térmicas eficientes.
Sólo los generadores que operan en base a gas natural pueden declarar costos de combustible (“Precio Unico”). Los demás están sujetos a la rigidizes de los costos variables. Evita manejar el riesgo de contratación
Daniel Cámac OSINERG 47
Problemática Actual Solamente los generadores pueden
comprar y vender en el mercado mayorista El sistema “ingenuamente” está diseñado para
que los generadores puedan estratégicamente vender o bien al mercado de contratos o al “spot” Cuando hay escasez de agua los generadores se
encuentran reacios a contratar con distribuidores y, si pueden, rescinden contratos con clientes libres.
Se le obliga a los distribuidores a suscribir contratos, pero no se les ha dado acceso a, que como comercializadores, puedan comprar en el mercado mayorista al precio spot.
Daniel Cámac OSINERG 48
¿Qué se propone? Permitir el acceso de una gran mayoría de generadores
al COES, por ejemplo, con potencias superiores a 10 MW (acceso al mercado). No necesariamente tienen que integrar su Directorio.
Se deben generar señales que permitan que los distribuidores o “probables comercializadores” mantengan contratos que aseguren estabilidad de precios en escasez. Acceso de los Distribuidores/Comercializadores al mercado
mayorista Creación de la “Figura del Comercializador”
La Decisión CAN prevé dicha implementación Acceso al mercado Boliviano.
Desarrollo inmediato de las interconexiones en el marco de la Decisión CAN Desarrollo de contratos BOO de generación.
Daniel Cámac OSINERG 49
¿Qué se propone? Implementación del Mercado del Día Previo
Reduce el riesgo de comportamientos estratégicos de última hora (indisponibilidades “fantasmas”)
Despachos centralizados que inspiren transparencia y/o descentralizados que permitan flexibilidad.
Revisión y ajustes en los procedimientos del COES (determinación de la potencia efectiva, precio de combustibles, etc).
El Sector de Generación Eléctrica en el Perú
Muchas Gracias