PERU PERU Avances Regulatorios en el Avances Regulatorios en el Perú Perú Alfredo Dammert Alfredo Dammert Presidente del Presidente del Directorio Directorio OSINERG OSINERG
PERU PERU
Avances Regulatorios en el Avances Regulatorios en el PerúPerú
Alfredo DammertAlfredo DammertPresidente del DirectorioPresidente del Directorio
OSINERGOSINERG
ContenidoContenido
1. Introducción
2. Proceso de Fijación de Tarifas
3. Algunas Estadísticas
4. Perspectivas
11IntroducciónIntroducción
Normativa Generaly Concesiones
Regulador
Supervisión Fiscalización
Normativa
Concentración Mercado
Generación Transmisión Distribución
DGE
OSINERG
OSINERG
Indecopi
DGE
OSINERG
OSINERG
DGE
OSINERG
OSINERG
Indecopi
Estructura del Sector EléctricoEstructura del Sector Eléctrico
– Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas
– Decreto Supremo N° 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas
– Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas
Marco Legal de la Regulación TarifariaMarco Legal de la Regulación Tarifaria
Estructura EmpresarialEstructura Empresarial
Empresasde
Generación
ED - 1
ET
EG - A
COES
ED - 2
ED - 3
EG - B - B
EG - C
Empresasde
Transmisión
Empresasde
Distribución
Transacciones del MercadoTransacciones del Mercado
Empresas deGeneración
Empresas deDistribución
EmpresaEmpresadede
TransmisiónTransmisión
COESDespacho EconómicoDespacho Económico
Transacciones Spot
CLCL
CRCR
LL
LL
LL
RR
Coordinación
Coordinación
RR
CoordinaciónCoordinación
Co
ord
inac
ión
Co
ord
inac
ión
Peajes de Transmisión (R)
Peajes de T
ransm
isión (R
)
R: Transacciones ReguladasL: Transacciones Libres
CL: Clientes libresCR: Clientes regulados
Principios de Accionar del ReguladorPrincipios de Accionar del Regulador
Transparencia
AutonomíaEficiencia
y Eficacia
-Criterios utilizados: conocidos y predecibles.-Decisiones debidamente motivadas.-Decisiones normativas prepublicadas-Audiencias Públicas
El Regulador se guía por la búsqueda de la eficiencia en la asignación de costos y el logro de los objetivos al menor costo para la sociedad en su conjunto
La actuación del Regulador se basa estrictamente a las normas legales y estudios técnicos debidamente sustentados
Ley Marco de los Organismos ReguladoresArtículo 3 b:
• Función Reguladora: Comprende la facultad de fijar tarifas de los servicios bajo su ámbito
Reglamento General del OSINERGArtículo 52 p: Funciones del Consejo Directivo
• Fijar, revisar y modificar las tarifas de venta de energía eléctrica, con estricta sujeción a los procedimientos establecidos en la LCE
Función ReguladoraFunción Reguladora
22Proceso de Fijación de Proceso de Fijación de
TarifasTarifas
LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS
REGLAMENTO LEY DE
CONCESIONES ELÉCTRICAS
LEY DE TRANSPARENCIAPROCEDIMIENTOS REGULATORIOS
RESOLUCIÓNNORMA DE
PROCEDIMIENTOS PARA FIJACION DE
PRECIOS REGULADOS
RESOLUCIÓN DE TARIFAS
Marco LegalMarco Legal
ReguladorRegulador
Sistema de PreciosSistema de Precios
Precios Usuarios Libres (1) Usuarios Servicio Público (2)
Generación Libre Regulado ( ± 10% Libre)
Transmisión Regulado Regulado
Distribución Regulado Regulado
(1) 240 clientes libres (demanda mayor a 1000 kW) 46% del consumo de energía 33% de la facturación
(2) 3,3 millones de clientes regulados54% del consumo de energía67% de la facturación
Segmento Principios, Criterios y Metodología PeríodoCompetencia entre Generadores
Energía: Costos marginales resultado de la operación económica del sistema (Costo de la última unidad despachada)Potencia: Costos de la unidad más económica para abastecer potencia adicional en la hora de máxima demanda (usualmente turbina a gas)
Monopolio Regulado / ConcesionesCosto Medio Eficiente de un Sistema Económicamente AdaptadoSistema Principal : Pagado por todos los consumidores finalesSistema Secundario: Pagado por los usuarios particulares de las instalaciones
Monopolio NaturalCosto Medio Eficiente para Empresas ModeloValor Agregado de Distribución por nivel de tensión
Distribución
6 meses
12 meses
48 meses
Generación
Transmisión
Regulación TarifariaRegulación Tarifaria
4 61 82 123 7 115 9 10
Observaciones a la Propuesta
Tarifaria (OSINERG)
Resolución deRecursos
(OSINERG)
Publicación en Página WEB del Estudio
Técnico Económico (OSINERG)
Publicación de la Resolución
(OSINERG)
Recursos de Reconsideración (INTERESADOS)
Publicación en Página WEB de las Reconsideraciones
(OSINERG)
Pre-publicación del Proyecto de Resolución y de la relación de información que la sustenta
(OSINERG)
AUDIENCIAPÚBLICA
PRESENTACION Y SUSTENTO DE
PROPUESTA TARIFARIA
AUDIENCIAPÚBLICA
EXPONE CRITERIOSMETODOLOGIA Y
MODELOS ECONOMICOS
OSINERG
AUDIENCIAPÚBLICA
PRESENTACION DEL SUSTENTO DE
RECONSIDERACIONESRECURRENTES
Presentación Estudio Técnico
Económico
Proceso de Fijación de TarifasProceso de Fijación de Tarifas
Absolución de Observaciones
Este proceso es similar para los distintos segmentos que conforman la tarifa a usuario final (G,T y D)
33Resultados de la ReformaResultados de la Reforma
Resultados del Modelo aplicadoResultados del Modelo aplicado
EstadísticasEstadísticas
GIR(Mio US$)
Cobertura eléctrica
Pérdidas de
Energía
41
360
738
48%
72%75%
11.65%11.51%
9.10%
Fase IAños 80
Fase IIAños 90
Fase IIIAños 2000
Resultados del Modelo aplicadoResultados del Modelo aplicado
EstadísticasEstadísticas
Precio medio de electricidad (ctv US$kWh)
Margen de reserva sobre
demanda
Población con mala calidad de servicio eléctrico
3.91
6.677.40
42%50%
75%
20%
Fase IAños 80
Fase IIAños 90
Fase IIIAños 2000
Ratio: EBITDA/Venta energía Ratio: EBITDA/Venta energía
(*) : EstimadoEBITDA : Earning Before Interest, Taxes, Depreciation and AmortizationLCE : Ley de Concesiones Eléctricas
-1.0
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
(*)
Ctv
. U
S$
/ k
W.h
EstadísticasEstadísticas
LCELCE
Número de Usuarios y Coeficiencte de Electrificación (CE)Número de Usuarios y Coeficiencte de Electrificación (CE)(1985 - 2002)(1985 - 2002)
EstadísticasEstadísticas
Año Millones de Coeficiente de
Usuarios Electrificación (CE)
1985 1.44
1986 1.54 44.3%
1987 1.63 45.7%
1988 1.74 47.5%
1989 1.79 47.8%
1990 1.86 46.7%
1991 1.95 48.0%
1992 2.00 48.4%
1993 2.10 55.9%
1994 2.31 58.5%
1995 2.49 62.5%
1996 2.78 65.0%
1997 2.96 68.2%
1998 3.05 70.0%
1999 3.20 72.0%
2000 3.37 73.0%
2001 3.45 74.9%
2002 3.55 75.3%
Año Millones de Coeficiente de Usuarios Electrificación (CE)
Incremento 1990/2002 1.69 28.6%
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
19
85
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
Mil
lon
es
de
Us
ua
rio
s
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Co
efi
cie
nte
de
Ele
ctr
ific
ac
ión
(C
E)
Usuarios
CE
Oferta y Demanda
EstadísticasEstadísticas
35%
30%32%
28%
21%23% 22%
44%45%
50%
55% 53%
46% 45%48%
1 000
1 400
1 800
2 200
2 600
3 000
3 400
3 800
4 200
4 600
5 000
5 400
1 99
0
1 99
1
1 99
2
1 99
3
1 99
4
1 99
5
1 99
6
1 99
7
1 99
8
1 99
9
2 00
0
2 00
1
2 00
2
2 00
3
2 00
4
MW
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
110%
120%
Hidroeléctrica Termoeléctrica Gas Natural % Reserva Demanda
Tarifas reguladas (Precios en Barra)Tarifas reguladas (Precios en Barra)
EstadísticasEstadísticas
LIMA
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
may
-97
jul-9
7
sep-
97
nov-
97
ene-
98
mar
-98
may
-98
jul-9
8
sep-
98
nov-
98
ene-
99
mar
-99
may
-99
jul-9
9
sep-
99
nov-
99
ene-
00
mar
-00
may
-00
jul-0
0
sep-
00
nov-
00
ene-
01
mar
-01
may
-01
jul-0
1
sep-
01
nov-
01
ene-
02
mar
-02
may
-02
jul-0
2
sep-
02
nov-
02
ene-
03
mar
-03
may
-03
ctv.
US
$/kW
.h
Potencia
Energía
Total
Tarifas ReguladasTarifas Reguladas
EstadísticasEstadísticas
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
ene-
95
may
-95
sep-
95
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
ctv.
US
$/kW
.h
IndustrialComercialResidencial
Precios del Mercado LibrePrecios del Mercado Libre
MAT : Muy Alta TensiónAT : Alta TensiónMT : Media tensión
EstadísticasEstadísticas
2.5
2.9
3.3
3.7
4.1
4.5
4.9
5.3
5.7
6.1
6.5
6.9
Jan
Feb
Mar Apr
May Jun Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
Jan
Feb
Mar Apr
May Jun Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
Jan
Feb
Mar Apr
May Jun Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
Jan
Feb
Mar Apr
May Jun Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
Jan
Feb
Mar Apr
May Jun Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
Jan
Feb
Mar Apr
May Jun Jul
Aug
Sep
Oct
Nov
Dec
1997 1998 1999 2000 2001 2002
ctv.
US
$/kW
h
MAT AT
MT Promedio
Tarifas reguladas de Generación/Precios SpotTarifas reguladas de Generación/Precios Spot
EstadísticasEstadísticas
LIMA
0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.05.56.06.57.07.5
ene-
97
abr-
97
jul-9
7
oct-
97
ene-
98
abr-
98
jul-9
8
oct-
98
ene-
99
abr-
99
jul-9
9
oct-
99
ene-
00
abr-
00
jul-0
0
oct-
00
ene-
01
abr-
01
jul-0
1
oct-
01
ene-
02
abr-
02
jul-0
2
oct-
02
ene-
03
ctv
US
$/kW
h
Precio Regulado
Precio Spot
Producción de Energía por tipo de planta (GWh)
EstadísticasEstadísticas
Tipo Año Año Año Año Año Año Año AñoPlanta 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Hidroeléctrica 12 474 12 840 12 694 13 130 13 821 15 401 16 795 17 222
Termoeléctrica 1 065 1 008 2 355 2 897 2 875 2 221 1 662 2 433
Total 13 540 13 848 15 049 16 026 16 696 17 622 18 457 19 655
% Hidroeléctrica 92.1% 92.7% 84.4% 81.9% 82.8% 87.4% 91.0% 87.6%
% Termoeléctrica 7.9% 7.3% 15.6% 18.1% 17.2% 12.6% 9.0% 12.4%
% crecimiento 2.3% 8.7% 6.5% 4.2% 5.5% 4.7% 6.5%
20022002• Demanda
» Potencia 2 909 MW» Energía 19 656 GWh» Tasa de crecimiento 6,5%
• Capacidad (MW)» Hidro 2 624 59%» Térmico 1 800 41%
• Producción (GWh)» Hidro 17 222 88%» Térmico 2 433 12%
• Tasa de Electrificación 75%
Electricidad en cifrasElectricidad en cifras
ESTADO ACTUAL DE LA PRIVATIZATIONESTADO ACTUAL DE LA PRIVATIZATION
EstadísticasEstadísticas
Actividad Unidad % Privatizado
Generación 4382 MW 66%
Transmisión Principal 2328 km 100%
Distribucion 5506 GWh 73%
Componentes de la Tarifa a usuario FinalComponentes de la Tarifa a usuario Final
Tarifa a usuario final:Tarifa a usuario final:8.9 Ctv. US$/kWh8.9 Ctv. US$/kWh
EstadísticasEstadísticas
55%
15%
31%
LIMA
Distribución
Transmisión
Generación
44PerspectivasPerspectivas
Se requiere crear un Operador Independiente del Sistema (ISO), independiente de los agentes del mercado, para operar el despacho central, los precios spot y los procesos de los servicios auxiliares disponibles para todos los agentes del mercado
Todos los agentes, no solamente los generadores, deberán tener acceso y deberán ayudar a pagar por las funciones de: despacho central, el mercado spot y servicios auxiliares
Los precios regulados a usuario final deberá estar basado sobre una proyección del promedio de los costos marginales de corto plazo del sistema de un año o como máximo dos años, en lugar de los 4 años utilizados actualmente
Perspectivas GyT (1)Perspectivas GyT (1)
Se requiere de un planeamiento centralizado para analizar las opciones de transmisión, identificar proyectos cuyos beneficios superen los costos del sistema en su conjunto y determinar qué agentes del mercado se beneficiarán
Una entidad independiente de cualquier Agente del mercado, Usuarios de transmisión, Reguladores o el Gobierno, deberá ser responsable de las funciones de planeamiento y análisis del sistema de transmisión. Esta entidad deberá formar parte o estar afiliada al ISO, siempre el que ISO sea efectivamente independiente
La congestión deberá ser administrado y valorizado utilizando los LMPs y FTRs determinados en un proceso integrado de despacho/precio spot conjuntamente con los servicios auxiliares
Perspectivas GyT (2)Perspectivas GyT (2)
LMP: Precios marginales por localidadFTR : Derechos de transmisión financieros
Las tarifas de transmisión deberán ser fijados sobre la base de un sistema eficiente (Sistema económicamente adaptado) determinado por una entidad independiente a los agentes del mercado. Estas tarifas de transmisión, así fijados, deberán permitir a los titulares de las instalaciones de transmisión, recuperar la totalidad de los costos eficientes.
Perspectivas GyT (3)Perspectivas GyT (3)
Se requiere definir un códigos de acceso a las redes que definan los derechos y responsabilidades de los clientes libres y generadores que deseen conectarse a los sistemas de transmisión y distribución
Perspectivas TyD (4)Perspectivas TyD (4)
Garantizar el retorno de las inversiones de las redes de distribución por empresas, en lugar de garantizar a nivel del conjunto de sistemas y por sistemas típicos de consumo, actualmente utilizados
Se requiere definir tarifas a usuarios final multihoraria, en lugar de los periodos de hora punta y fuera de punta, actualmente utilizados
Revisar el factor de descuento del negocio de distribución
Perspectivas D (5)Perspectivas D (5)
Revisar el valor residual de las inversiones para el cálculo de la TIR del negocio de distribución y el período de evaluación.
Ampliar el sistema de compensación social – FOSE- hacia el sector rural y sistemas eléctricos aislados
Revisar el modelo tarifario de los sistemas rurales
Perspectivas (6)Perspectivas (6)