Sistema Peruano - Santiago Dic 2013 v1hrudnick.sitios.ing.uc.cl/paperspdf/Butron.pdfCambio de Modelo...
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La Regulación
Un poco de historia….
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1955 1972 1982 1992 2004 2006 ...
Ley de la Industria Eléctrica
Ley Normativa de Electricidad
Ley General de Electricidad
Ley de Concesiones Eléctricas
Ley N°28447 Ley N° 28832, de la
Generación Eficiente
Estado - Centralismo
Inv. Privada -Mercado
Fuente. Elaboración propia
Modelo antes de la Reforma:Monopolio Estatal Verticalmente Integrado
Ley Normativa de Electricidad1972
Ley General de Electricidad1992
Generación
Distribución
Transmisión
Clientes
Generación
Transmisión
Clientes
Fuente. Elaboración propia
Situación de los Sistemas Eléctricos en 1992
Fuente: Informe de Prod. y Ventas 1992 – Gerencia Operaciones Electroperú
Programa de Racionamiento en
1992
Fuente: Informe de Prod. y Ventas 1992 –Gerencia Operaciones Electroperú
La Reforma
CrisisD.L.N° 25844
Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)
Competencia Mayorista
G1 G2 Gn
Distribución Distribución Distribución
Transmisión
Clientes Clientes Clientes
GrandesClientes
DL N° 25844 Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) -Reforma Integral de 1992
* Es de libre competencia
* Precios se fijan enbase a costosmarginales.
Generación
* Es regulada
* El costo deTransmisión garantizala recuperación de lainversión y operacióndel sistema.
Transmisión
* Regulada para elservicio público .
* Tarifas calculadas en base a modelos deempresas eficientes.
* Las empresas tienenresponsabilidad dentrode su área de concesión
Distribución
Restructuración de la LCE
Organización del Sector Eléctrico
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Costos Marginales y Tarifas de Barra
Precio Básico de Energía (Tarifa en Barra De Referencia).
Valor Presente de los Costos Marginales Esperados los sgtes. 48 meses
Valor Presente de la energía producida los sgtes. 48 meses
El cálculo se realiza cada 6 meses. Propuesta del COES y fijación por OSINERG
0,00
1.000,00
2.000,00
3.000,00
4.000,00
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1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
MW
EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA 1994 ‐ 2011 SISTEMAS INTERCONECTADOS
Potencia Instalada (MW) Potencia Efectiva (MW)
Fuente: COES
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SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL
RESUMEN Año 2005
• Potencia EfectivaTotal : 4 470 MWCC.HH. 62.28%CC.TT. 37.72%
• Producción – Energía 32 315 GWh (∆ : 5.01%)
CC.HH. 74.35%, CC.TT. 25.65%
• Máxima Demanda (1),(2)
3 305 MW (∆ : 5,56 %)
• Líneas en 220 kVLongitud: 5 845 km.
Costos Marginales y Tarifas de Barra
Fuente: COES
Retiros sin Contrato
Fuente: COES
La Evolución
LCE Ley N°28447
Ley N°28832
Cambio de Modelo de la Ley 28832
• Precios max. G – D: fijados por Regulador administrativamente cada 6 meses con base en proyección de Costos Marginales.
• PPA plazo variable, generalmente corto.
• Incertidumbre• Expansión de la Transmisión en
manos del Mercado Remuneración Regulada y revisada cada 4 años.
• Solo G acceden al mercado spot.• Operador del Sistema controlado
por G y T.
• Precios G – D: resultado de la competencia entre G mediante licitaciones, se pueden trasladar al usuario final.
• PPA largo plazo: 10 años• Estabilidad: precio firme durante
vigencia del PPA• Expansión de la Transmisión
planificada por el Operador. Remuneración firme resultado de competencia.
• D y CL acceden al mercado spot.• Operador del Sistema conformado
por G , T, d y CL.
Ley de Concesiones Eléctricas Ley N° 28832
Retiros sin Contrato
Fuente: COES
Mapa de recorrido del gasoducto de Camisea
Interacción de Gas de Camisea y el SEIN
0
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350020121999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
93% 93% 91% 88% 86% 76% 74% 75% 68% 61% 63% 58%
2011
58% 56%
Hydro Oil Coal Camisea Gas Other Gas Fields Others
Producción de Electricidad por Fuentes Primarias
Evolución de la potencia instalada en el SEIN
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2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
AÑOS
POTE
NC
IA (M
W)
HIDRÁULICA TÉRMICA
Efectos de la congestión de la transmisión en los precios spot spot
NORTE
CENTRO
SUR
130.06 US$/MWh
42.13 US$/MWh
44.70 US$/MWh
Fuente: COES
Sept. 2007
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CENTRO
SUR
PROYECTO:LL.TT. SIERRA 220 kV (MAY - 2011)
PROYECTO: L.T. CHILCA - MARCONA - MONTALVO 500 kV (JUL - 2013)
PROYECTOS:L.T. CHILCA-LA PLANICIE-ZAPALLAL 220 kV (ENE - 2011)
L.T. CHILCA - ZAPALLAL 500 kV (MAR - 2011)
SISTEMA DE TRANSMISIÓN: PROYECTOS HASTA EL 2014
PROYECTO: L.T. MACHUPICCHU - QUENCORO - ONOCORA 220
kV (ENE - 2014)
PROYECTO: L.T. ZAPALLAL – CHIMBOTE - TRUJILLO 500 kV (AGO - 2012)
NORTE
Proyectos con Postergación:
REPOTENCIACIÓNL.T. MANTARO – SOCABAYA 220 kV (JUL - 2011)
PROYECTOS: L.T. TINTAYA - SOCABAYA 220 kV (MAR - 2013)L.T. ONOCORA - TINTAYA 220 kV (ENE - 2014)
PROYECTO: L.T. TRUJILLO - CHICLAYO 500 kV (JUL - 2014)
PROYECTO:L.T. CHICLAYO - PIURA 220 kV 2do circ.(AGO - 2011)
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PROYECTO:L.T. POMACOCHA-CARHUAMAYO 220 kV (SET - 2012)
PROYECTO:L.T. TALARA - PIURA 220 kV 2do circ. (SET - 2012)
PROYECTO: L.T. INDEPENDENCIA - ICA 220 kV 2do circ. (ABR - 2011)
PROYECTO: L.T. MACHUPICCHU - ABANCAY - COTARUSE 220 kV
(ENE - 2013)
PROYECTO:L.T. TRUJILLO - GUADALUPE - CHICLAYO 220 kV
2do circ. (DIC - 2011)
PROYECTO:L.T. CAJAMARCA NORTE - CACLIC 220 kV (AGO – 2013)
0
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Ago-04 Ago-05 Ago-06 Ago-07 Ago-08 Ago-09 Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16
MM
PCD
Real Total Real Gen. Eléctrica Real OtrosEst. OSINERG Total Est. OSINERG Eléctrico Est. OSINERG OtrosTendencia Total Tendencia Eléctrico tendencia Otros
COMPROMISO CONTRACTUAL ESTABLECIDO EN EL CONTRATO BOOT (450MMPCD)
Esperado450 MMPCD en el 2016, 12 años después del Inicio de operaciones.
Realidad
450 MMPCDen el año 2009
Congestión del Ducto de Gas Natural
Fuente: OSINERG
Regímenes Excepcionales
12ª Disposición Complementaria
de la Ley N°28832.
DL 1041 Congestión del Sistema de
Transporte de Gas.
DU 046‐2007 Congestión en el
Sistema de Transmisión.
DU 049‐2008 Costos Marginales Idealizados ante
cualquier restricción.
www.snpower.com
Costo Marginal “Idealizado”: sin Restricciones de Transmisión ni Transporte de Gas
Intervención del Estado: Concursos solo para Hidroeléctricas
• Concentración de generación térmica (gas natural) en el centro del país.
• Stress sobre el sistema de Transmisión.
• Reduce confiabilidad.• Bajo precio de gas natural,
costos marginales “idealizados”.
• Fuerte Desincentivo a la construcción de hidroeléctricas
• Concursos solo para hidroeléctricas.
• Ganadores: PPA 20 años a precios firmes independientes de CMg.
• Compradores: empresas D y G de propiedad del Estado.
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POTENCIA INSTALADA POR PROYECTOS DE GENERACIÓN 2013 – 2017
2013 2014 2015 2016 2017 TOTALMW MW MW MW MW MW
Norte 121 242 262 16 20 661Centro 783 82 838 928 174 2805
Sur 460 198 54 370 40 1121SEIN 1 364 522 1 154 1 314 234 4 588
TIPO
L.T. 220 kV TALARA – PIURA 2°T. (MAY - 2013)
L.T. 500 kV CHILCA - MARCONA - MONTALVO(DIC - 2013)
L.T. 220 kV TINTAYA – SOCABAYA (ENE- 2014)
L.T. 220 kV MACHUPICCHU - ABANCAY – COTARUSE(ENE- 2015)
L.T. 220 kV POMACOCHA-CARHUAMAYO(AGO - 2013)
L.T. 220 kV MACHUPICCHU – QUENCORO –ONOCORA – TINTAYA (AGO - 2016)
L.T. 220 kV CARHUAQUERO - CAJAMARCA NORTE - CACLIC - MOYOBAMBA (MAY- 2016)
L.T. 500 kV TRUJILLO – LA NIÑA(JUL- 2014)
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L.T. 500 kV MANTARO – MARCONA – NUEVA SOCABAYA - MONTALVO (ENE - 2017)
L.T. 220 kV MOYOBAMBA –IQUITOS (2018)
SISTEMA DE TRANSMISIÓN: PROYECTOS 2013 – 2017
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Perspectivas de Mediano y Largo Plazo
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AÑOENERGÍA POTENCIA
GWH % MW %2013 40 470 7,6% 5 756 7,7%2014 44 890 10,9% 6 317 9,7%2015 50 765 13,1% 7 157 13,3%2016 58 950 16,1% 8 046 12,4%2017 62 977 6,8% 8 522 5,9%
PROMEDIO2013 - 2017 10,9% 9,8%
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2013 – 2017
0%
2%
4%
6%
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18%
2013 2014 2015 2016 2017
ENERGÍAPOTENCIA
DEMANDA DEL SEIN
CRECIMIENTO
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PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2013 – 2017
Crecimiento Promedio2013 – 2017: 5.8%
AÑO ENERGÍA (GWH)
CRECIMIENTO (%)
2013 29 785 4,8%2014 31 824 6,8%2015 33 696 5,9%2016 35 718 6,0%2017 37 757 5,7%
COMPONENTES E LA DEMANDA DEMANDA VEGETATIVA
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PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2013 – 2024
DEMANDA DEL SEIN
CRECIMIENTO
GWH % MW %2013 40 470 7,6% 5 756 7,7%2014 44 890 10,9% 6 317 9,7%2015 50 765 13,1% 7 157 13,3%2016 58 950 16,1% 8 046 12,4%2017 62 977 6,8% 8 522 5,9%2018 68 004 8,0% 9 180 7,7%2019 72 027 5,9% 9 705 5,7%2020 75 616 5,0% 10 207 5,2%2021 78 804 4,2% 10 649 4,3%2022 81 246 3,1% 11 007 3,4%2023 83 812 3,2% 11 388 3,5%2024 86 564 3,3% 11 793 3,6%
PROMEDIO2013 - 2024
AÑO ENERGÍA POTENCIA
7,2% 6,8%
POTENCIAL DE RECURSOS ENERGÉTICOS PARA LA PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD EN EL PERÚ
POTENCIAL HIDROELÉCTRICO
58 937 MW (1)
POTENCIAL EÓLICO
22 500 MW (2)
POTENCIAL GEOTÉRMICO
69 445 MW (3)
(1) Atlas del Potencial Hidroeléctrico del Perú – (DGER-MINEM, BM y GEF), Marzo 2011(2) Atlas del Potencial Eólico del Perú – (http://www.foner.gob.pe/atlaseolicolibro.asp)(3) Battocletti, Lawrence, B& Associates, Inc (1999) “Geothermal Resources in Peru(4) Plan Maestro de Electrificación Rural con Energía Renovable en el Perú (DGER-MINEM)(5) Libro de Reservas 2012 – DGH MEM
POTENCIAL SOLAR(4)
Sierra: 5,5 – 6,5 kWh/m2
Costa: 5,0 – 6,0 kWh/m2
Selva: 4,5 – 5,0 kWh/m2
Probadas Probables Posibles15,4 7,7 5,1
Reservas de GN ‐ 2012 (TCF) (*5)
Potencial Teórico : 206 107 MW
Potencial Técnico: 58 937 MW
ENERGÍA HIDROELÉCTRICA: POTENCIAL DEL PERÚ
Recursos Renovables No Convencionales
Mapa Eólico
Mapa Radiación Solar
CARTERA DE PROYECTOS DE GENERACIÓN PRIORIZADA DE ACUERDO AL ESTADO DE MADURACIÓN, CON POSIBILIDADES DE INGRESO HASTA EL AÑO 2024 (*1)
N° PROYECTO TIPOPOTENCIA(MW)
1 C.H. Moyopampa (Ampliación) HIDRO 452 C.H. Curibamba HIDRO 1953 C.H. Olmos 1 HIDRO 504 C.H. Rapay 2 HIDRO 805 C.H. Carhuac HIDRO 206 C.H. Aricota III HIDRO 197 C.H. Molloco Soro HIDRO 1588 C.H. Molloco Llatica HIDRO 1449 C.H. Belo Horizonte HIDRO 18010 C.H. San Gabán III HIDRO 18811 C.H. San Gabán I HIDRO 14812 C.H. Marañon HIDRO 9613 C.H. Tarucani HIDRO 4914 C.H. Santa María (Oreja de Perro) HIDRO 75015 C.H. Caño HIDRO 12016 C.H. Uchuhuerta HIDRO 3817 C.H. Santa Rita HIDRO 25518 C.H. Cheves III HIDRO 12119 C.H. Lluta 1 HIDRO 21420 C.H. Lluta 2 HIDRO 5321 C.H. Lluclla HIDRO 23822 C.H. Tambo 1 HIDRO 6023 C.H. Retamal HIDRO 18924 C.H. Churo HIDRO 3525 C.H. San Gabán IV - Corani HIDRO 10926 C.H. San Gabán IV - Ollaechea HIDRO 235
N° PROYECTO TIPOPOTENCIA(MW)
1 C.H. Cumba 4 / Veracruz HIDRO 7302 C.H. Chadin 2 / CH del Norte HIDRO 600
N° PROYECTO TIPOPOTENCIA(MW)
1 C.H. Inambari HIDRO 2 2002 C.H. Paquitzapango HIDRO 2 0003 C.H. Tambo 40 HIDRO 1 2864 C.H. Tambo 60 HIDRO 5805 C.H. Mainique 1 HIDRO 607
N° PROYECTO TIPOPOTENCIA(MW)
1 C.T. Santo Domingo de los Olleros - TV - Ciclo Combina GAS NATURAL 992 C.T. Nueva Esperanza GAS NATURAL 1633 C.T. El Faro - TG GAS NATURAL 1694 C.T. El Faro - TV - Ciclo Combinado GAS NATURAL 885 C.T. CC SUR a Gas (2 TG + 1 TV) (*1) TERMO 5206 C.T. CC SUR a Gas (2 TG + 1 TV) (*2) TERMO 5207 C.T. CC SUR a Gas (2 TG + 1 TV) (*3) TERMO 5208 C.T. CC Marcona (2 TG + 1 TV) TERMO 5209 C.T. CC NORTE DUAL (2 TG + 1 TV) (*1) TERMO 52010 C.T. CC NORTE DUAL (2 TG + 1 TV) (*2) TERMO 52011 C.T. CC NORTE DUAL (2 TG + 1 TV) (*3) TERMO 520
N° PROYECTO TIPOPOTENCIA(MW)
1 C.E. RER-ICA (*) EÓLICA 962 C.E. RER-LALIBERTAD (*) EÓLICA 1023 C.E. RER-MOQUEGUA (*) EÓLICA 444 C.E. RER-LAMBAYEQUE (*) EÓLICA 82
N° PROYECTO TIPOPOTENCIA(MW)
1 C.T. SUR TERMO 3x2002 C.T CENTRO TERMO 4x2003 C.T NORTE TERMO 3x200
Proyectos de centrales hidroeléctricas en el largo plazo.
Proyectos de centrales hidroeléctricas del norte.
Proyectos de centrales hidroeléctricas del oriente.
Proyectos de centrales térmicas.
Proyectos con energía renovable (En aplicación del art.2 del DL 1002).
Proyectos de Centrales Térmicas para Reserva Fría.
(*1) Fuente: Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2015-2024
EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EFICIENTE: ESCENARIO DE DESARROLLO HIDROELÉCTRICO Y A GAS (*1)
(*1) Fuente: Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2015-2024
VISIÓN DE LARGO PLAZO DE LA ESTRUCTURA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN 500 KV DEL SEIN (*1)
(*1) Fuente: Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión, Periodo 2013-2022
Desafíos al Futuro
Marco Regulatorio para el Desarrollo de Generación Hidroeléctrica
Permisos y Autorizaciones: Ambientales y AdministrativosLey de Consulta Previa
Conflictos Sociales: descontento justificado, rivalidades regionales, oportunismo político
790,986
16,036
1,319,316
Ingresos (Miles US$)
EstatalMunicipalPrivada
Distribuidora
Necesidad de Nuevo Marco Regulatorio
Fuente: Distriluz
Fuente: Osinergmin
Participación en el Mercado de Clientes Finales
• EL Modelo de Concursos solo para Hidroeléctricas a través de Pro Inversión ha alcanzado un límite.
• Solo pueden ofrecer la demanda de las Distribuidoras del Estado.
• La demanda que pueden ofrecer es 1/3 de la demanda del país.
• Se requiere que los otros 2/3 acepten suscribir PPAs de largo plazo.
• Se requiere un cambio de ley con nuevo modelo regulatorio.
SN Power Perú:Proyecto Cheves
Permisos, Autorizaciones y Conflictos Sociales
www.snpower.com.pe
1 2 3
4
5
67
8
1. Toma Huaura
2. Túnel de transferencia
3. Toma Checras
4. Túnel de conducción
5. Casa de máquinas
6. Túnel de descarga
7. Reservorio de compensación
Picunche
8. Línea de transmisión
Proyecto Cheves : 168.2 MW
Cheves: retos externos para cumplir compromiso con el Estado
www.snpower.com
1. Emisión tardía de documentos administrativos.
2. Demora en otorgar autorizaciones.
3. Conflictividad social alta en la zona.
Reto 1: Emisión tardía de documentos
www.snpower.com
1. Emisión tardía de documentos administrativospor parte de entidades públicas.
Autoridades gobiernocentral
- Ministerio de Energía y Minas
- Ministerio de Transporte y Comunicaciones
- Ministerio de Agricultura
- Ministerio del Ambiente
- Ministerio de Cultura
- Ministerio de Salud
- Ministerio del Interior
Autoridades por sector
- OSINERGMIN
- INGEMMET
- PROVIAS
- OEFA
- ANA
- ALA – Huara
- DGFFS
- DIGESA
- DISCAMEC
Reto 2: Demora en autorizaciones
4-Dec-13 www.snpower.com
Tipo de permiso N°Arqueológico 29
Eléctrico (incluye tierras) 20
Ambiental 5
Explosivos 5
Combustible 4
Minería 2
Municipales 35
Carreteras 5
Sanitario 12
Telecomunicaciones 1
Transporte 5
Agua 6
TOTAL 129
2. Demora en otorgar autorizaciones
Ej. Autorización para sistema de agua potable en Checras, vertimiento de aguas residuales y domésticas, etc.
Reto 2: Demora en autorizaciones
4-Dec-13 www.snpower.com
2. Demora en otorgar autorizaciones
Ej. Autorización para sistema de agua potable en Checras, vertimiento de aguas residuales y domésticas, etc.
129 permisos
• 48 en trabajos previos.
• 73 en la construcción
• 8 en la operación.
De los 129 se requieren 107 permisos para generación y 22 para transmisión.
Reto 3: Conflictividad social alta
4-Dec-13 www.snpower.com
3. Conflictividad social alta en la zonagenera bloqueos de los frentes de trabajo.
• Frentes de trabajo paralizados debido a protestas y manifestaciones.
49
FIN
