Informe Final Primer Grupo SER

SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

DEL CENTRO DEL PERÚ

CÁTEDRA: COSTOS Y PRESUPUESTOS EN OBRAS ELECTROMECÁNICAS

CATEDRÁTICO: Ing. RODRÍGUEZ GARCÍA Edgar

INTEGRANTES: BALDEÓN AYLAS VíctorBUITRÓN CAHUANA ElvisCASTRO SANCHEZ Christian EstebanQUISPE CHÁVEZ JhersonVICTORIA RIVERA GeorgeVÁSQUEZ LEÓN Henry

SEMESTRE: Octavo

FACULTAD DEINGENIERÍA ELÉCTRICA Y

ELECTRÓNICA

UNIVERSIDAD NACIONAL


Huancayo – Perú2015 - I

1

AGRADECIMIENTOS

Queremos agradecer a todos nuestros maestros ya que ellos nos enseñaron a

valorar los estudios y superarnos cada día, también agradecemos a nuestros

padres porque ellos estuvieron en los días más difíciles de nuestras vida como

estudiante. Y agradecemos a Dios por darnos la salud que tenemos, por tener

una cabeza con la que podamos pensar muy bien y además un cuerpo sano y

una mente de bien. Estamos seguros que nuestras metas planteadas darán

fruto en el futuro y por ende debemos esforzarnos cada día para ser mejores

en la universidad y en todo lugar sin olvidar el respeto y la humildad que

engrandece a la persona.

COSTOS Y PRESUPUESTOS EN OBRAS ELECTROMECÁNICAS

2

Contenid

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AGRADECIMIENTOS.....................................................................................................1

1. SECTOR ELÉCTRICO PERUANO.........................................................................5

1.1. MARCO REGULATORIO...............................................................................5

1.2. HISTORIA.........................................................................................................6

1.3. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO.............................................8

1.4. ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO..............................................9

1.5. CARACTERÍSTICAS....................................................................................10

1.5.1. EN GENERACIÓN ELÉCTRICA.........................................................10

1.5.2. EN TRANSMISIÓN ELÉCTRICA........................................................12

1.5.3. EN DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA........................................................13

2. PROYECTOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO..................................17

2.1. CONTRATOS DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA..............................................................................................................17

2.2. CONTRATOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA............19

2.2.1. CONTRATOS DE CONCESIÓN Y AUTORIZACIONES – INICIATIVA PRIVADA.........................................................................................19

2.2.2. CONTRATOS DE CONCESIÓN DE GENERACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES (RER)...................................21

2.2.3. VIGENCIA DE LOS CONTRATOS.....................................................22

3. INVERSION............................................................................................................25

3.1. INVERSIÓN EN LATINOAMÉRICA...........................................................25

3.2. BREVE HISTORIA DE LA FORMACIÓN DE CAPITAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO.......................................................................26

3.3. INVERSIÓN EN LA DÉCADA DE LOS NOVENTA................................27

3.4. PROYECTOS DE INVERSIÓN....................................................................32

3.5. ENERGÍAS RENOVABLES.........................................................................33

3.5.1. MARCO GENERAL...............................................................................33

3.5.2. RER EN PERÚ........................................................................................35

4. REGLAMENTACIÓN DE UN PROYECTO.........................................................40

4.1. INTRODUCCIÓN...........................................................................................40

4.2. ASPECTOS GENERALES DEL PROYECTO ELECTROMECANICO.41

4.3. LEYES GENERALES PARA LA ELABORACION DE UN PROYECTO ELECTROMECANICO............................................................................................42

4.4. INFORMACION NECESARIA PARA EL PROYECTO ELECTRICO...45

5. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA..........................47


3

5.1. RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA...........................48

5.2. CLASIFICACIÓN DE REDES POR SU CONFIGURACIÓN:................49

5.3. PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN..........................51

CONCLUSIONES...........................................................................................................54

Bibliografía......................................................................................................................55


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1. SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

1.1. MARCO REGULATORIO

A inicio de los noventa, el Gobierno inició una intensa promoción de la inversión

privada mediante la privatización y concesión de los servicios públicos en el

marco de una serie de reformas estructurales. Dentro del sector eléctrico, las

reformas se centraron en reemplazar el monopolio estatal verticalmente

integrado en todas sus etapas por un nuevo esquema con operadores

privados; así, se promovió la competencia mediante la creación de un mercado

de clientes libres. Adicionalmente, se crearon mecanismos específicos de

regulación en cada segmento como costos auditados en la generación y

combinaciones de tasa de retorno en la transmisión y distribución. Producto de

la reestructuración iniciada por el Gobierno en el sector eléctrico, el Estado

promulgó una serie de Leyes y Reglamentos con la finalidad de asegurar la

eficiencia. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento (Ley 25844, y

D.S. 009-93-EM) Vigente a partir de 1992, establece como principio general la

división de las actividades que conforman el sector eléctrico en tres pilares

básicos: generación, transmisión y distribución, de forma tal que más de una

actividad no pueda ser desarrollada por una misma empresa. Esta ley

establece un régimen de libertad de precios para aquellos suministros que

pueden desarrollarse de forma competitiva y un sistema de precios regulados

para los suministros que por su naturaleza lo requieran. En diciembre 2004, el

Congreso aprobó las modificaciones a la LCE, entre las que destacan la

periodicidad - anual, antes semestral-, y el horizonte temporal utilizados en la

fijación de las tarifas – proyección de 2 años para la oferta y demanda, antes 4

años-. Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y

Reglamento (Ley 28832, D.S. 017-2000-EM) Establece como objetivos

principales: (i) asegurar la suficiencia de generación eléctrica eficiente para

reducir la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios, al

racionamiento prolongado por falta de energía y asegurar al consumidor final

una tarifa competitiva; (ii) reducir la intervención administrativa en la

determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado; y (iii)


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propiciar competencia efectiva en el mercado de generación. Ley que establece

mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado

regulado (Ley 29179) Establece que la demanda de potencia y energía que

esté destinada al servicio público de electricidad y que no cuente con contratos

de suministro de energía que la respalde deberá ser asumida por los

generadores conforme al procedimiento que sea establecido por el Organismo

Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Ley

Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico y su Reglamento (Ley

26876, D.S. 017-98-ITINCI). Establece que las concentraciones verticales

iguales o mayores al 5% u horizontales iguales o mayores al 15%, en las

actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica

estarán sujetos a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar

concentraciones que afecten la libre competencia. Normas para la Promoción a

la Inversión Privada El Estado ha promulgado diversos decretos y leyes con el

fin de brindar estabilidad jurídica a inversiones extranjeras mediante el

reconocimiento de garantías, promover la participación de inversiones en

infraestructura de servicios públicos, mejorar la cobertura de los servicios

eléctricos, garantizar la libertad de comercio exterior e interior, entre otros.

1.2. HISTORIA

Desde su inicio, el sistema eléctrico peruano comenzó a desarrollarse por

iniciativa privada. En 1955, la Ley Nº 12378 reguló los mecanismos de

participación privada, estableciendo un sistema de concesiones con

compromisos para aumentar la capacidad de generación en un 10% anual. En

aquel entonces, se crearon la Comisión Nacional de Tarifas y otros

mecanismos destinados a garantizar la rentabilidad de las inversiones. Sin

embargo, a principios de los años 70, se produjeron cambios profundos. En

1972, el gobierno militar nacionalizó la industria eléctrica a través de la Ley Nº

19.521 y creó ELECTROPERÚ (Empresa de Electricidad del Perú).

ELECTROPERÚ se convirtió en dueña de todos los activos de generación,

transmisión y distribución y llegó a estar a cargo de la prestación del servicio y

de la planificación de las inversiones. Hasta comienzos de los 80 había

importantes inversiones en proyectos hidroeléctricos y de energía térmica. Sin


7

embargo, este dinamismo comenzó a desvanecerse durante los años 80,

principalmente debido a la crisis de la deuda que comenzó en 1982 y que

imposibilitó el nuevo financiamiento en la región. A principios de los 90, el

sector eléctrico en el Perú demostró un deterioro importante debido a la poca

inversión en infraestructura, al hecho de que las tarifas no cubrían los costos de

producción, a que la inversión estaba restringida al mantenimiento y a la

destrucción sistemática de las infraestructuras a causa de las actividades

terroristas. Los resultados de esta crisis fueron graves: en 1990 solamente el

45% de la población tenía acceso a la electricidad, el suministro sólo cubría el

74% de la demanda y las pérdidas de distribución eran superiores al 20%. El

proceso de reforma estructural que comenzó en 1992 bajo el gobierno del

entonces presidente Alberto Fujimori condujo a la privatización del sector

eléctrico en una década en la cual la mayor parte de los países de la región

experimentaron un proceso similar. El proceso de reestructuración, articulado

en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992, desagregó el monopolio

estatal integrado verticalmente en generación, transmisión eléctrica y

distribución, y estableció las bases para la introducción de operadores y de

competencia privados para la generación y la comercialización, con la

transmisión y la distribución reguladas en base a la entrada libre y el acceso

abierto. La Ley de 1992 fue modificada por la Ley Nº 26.876 (Ley

Antimonopolio y Antioligopolio) en 1997. El proceso de concesiones y de

transferencia de los activos de generación a las compañías privadas comenzó

en 1994 y fue relanzado en 2002, pues no había terminado todavía. Las

compañías privadas que surgían de las reformas de 1992 se comprometieron a

realizar importantes inversiones que se concretaron en los años siguientes. Las

cifras de inversión alcanzaron sus niveles más altos en el período de 1996-

1999 y luego decayeron una vez cumplidos los compromisos. El alto nivel de

inversión condujo a aumentos promedios anuales en la capacidad instalada de

9,2%, una tasa que no se correspondió con el aumento en la demanda, que

aumentó solamente un 4,7% al año de media. Como consecuencia, el nivel de

reservas en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) aumentó a

tasas medias del 23,2%. Las inversiones en transmisión y distribución hicieron

aumentar la cobertura del 53% en 1993 al 76% en 2004. En septiembre de

2000 se aprobó la Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía (Ley Nº


8

27.345), en la que se declaraba de interés nacional el apoyo al uso eficiente de

la energía. La regulación de esta ley fue aprobada en octubre de 2007

(mediante el Decreto Supremo Nº 053-2007-EM). Los objetivos de esta ley son

contribuir a la seguridad energética, mejorar la competitividad del país, generar

excedente para exportaciones, reducir el impacto ambiental, proteger a los

consumidores y acrecentar el conocimiento acerca de la importancia del uso

eficiente de la energía. En cuanto a la electrificación rural, ha habido varios

intentos para cambiar el marco institucional y jurídico existente. En los últimos

años, el Congreso ha aprobado dos leyes (la Ley de Electrificación Rural y de

Localidades Aisladas y de Frontera en 2002 y la Ley de Promoción de Inversión

Privada en Electrificación Rural en 2004) pero ninguna de ellas ha sido puesta

en práctica debido a los conflictos con disposiciones de otras leyes.

1.3. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO

La importancia del sector eléctrico se fundamenta en asegurar el

abastecimiento eficiente del suministro de energía para el desarrollo de las

diversas actividades económicas nacionales. Otro aspecto, desde el punto de

vista económico, es la evolución de la demanda de electricidad porque resulta

un instrumento que permite predecir el nivel de actividad económica en el corto

plazo, esto debido al alto nivel de correlación que existe entre ambas. Por otro

lado, las empresas del sector eléctrico aportan en la recaudación de impuestos,

y tienen una mayor relevancia en este rubro que en el nivel de actividad

económica general. Esto se debe a que el cálculo del crecimiento del PBI

incluye al sector informal, el cual no aporta a los ingresos tributarios del Estado.

Asimismo, las inversiones realizadas en proyectos y ampliaciones en los

distintos segmentos del sector eléctrico han mostrado un dinamismo superior al

de la inversión total realizada en el país durante los últimos diez años. En el

caso del empleo, el sector eléctrico no es intensivo en el uso de mano de obra

por lo cual su demanda por trabajadores no representa un porcentaje

significativo de la Población Económicamente Activa Ocupada. Finalmente, las

empresas del sector eléctrico que listan en la Bolsa de Valores de Lima han

aportado en la mejora de las posibilidades de diversificación de los

inversionistas del mercado de capitales nacional. Cabe mencionar que las


9

actividades económicas relacionadas al sector son percibidas como de bajo

riesgo; además de ser empresas respaldadas financieramente por grandes

grupos económicos a nivel internacional.

1.4. ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO

El sistema verticalmente integrado con el que contaba el sector antes de la

década de los 90s que se caracterizaba por insuficientes inversiones, déficit,

bajo coeficiente de electrificación, cortes, y racionamiento, se cambió por una

nueva estructura, la cual mediante la separación de la cadena productiva, la

apertura del mercado a la competencia y la introducción de la inversión privada,

entre otros, logró un desarrollo significativo del sector. Actualmente, el mercado

eléctrico peruano está compuesto por entidades normativas, reguladoras, y

promotoras, tres subsistemas (generación, transmisión, y distribución), y

consumidores finales (libres y regulados). Dentro del segmento de generación

eléctrica existen diversas tecnologías para abastecer energía, cuya eficiencia

depende del tamaño de la demanda. Para el caso de la producción hidráulica,

esta requiere una gran inversión, no obstante, sus costos operativos son bajos,

por lo que es adecuado utilizar este tipo de centrales para abastecer una alta

demanda de energía. La generación a base de combustibles, como Diesel,

petróleo, y gas natural, tiene menores costos de inversión, sin embargo

presentan altos costos variables, por lo que es más eficiente utilizar este tipo de

generación para cantidades menores. Esta característica de la generación

conlleva a una combinación de tecnologías con el fin de optimizar costos. Por

otro lado, el sistema de transmisión está compuesto por un conjunto de líneas

cuya función es elevar o reducir la tensión con el fin de permitir

interconexiones. El mencionado sistema está constituido por el Sistema

Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el cual se constituyó en octubre

2000, y abastece alrededor del 85% de la población. La mayor demanda de

electricidad, y la oferta de generación deben ir de la mano con una mayor

capacidad de transmisión con el fin de evitar congestiones, y brindar eficiencia,

confiabilidad y seguridad a la operación del sistema.


10

1.5. CARACTERÍSTICAS

1.5.1. EN GENERACIÓN ELÉCTRICA


11

La potencia instalada del mercado eléctrico peruano fue de 9 339 MW en 2013,

de esta sólo el 2% correspondió a sistemas aislados. Esto supone un

crecimiento de 13% respecto a 2012; la puesta en operación comercial de la

reserva fría de Ilo y Talara, así como de la central térmica Santo Domingo de

Olleros aportaron significativamente a dicho resultado. En el caso de las

empresas con instalaciones de uso propio, ésta ascendió a 1 474 MW, lo cual

equivale al 13,6% de la potencia instalada total del país. La potencia instalada

de uso propio muestra una tendencia creciente, con una tasa de crecimiento

promedio anual de 5,4% en el período 2004-2013, que refleja el mayor

dinamismo de la minería en dicho período, actividad en la que se ha optado por

buscar la seguridad en el suministro eléctrico debido a su relativo aislamiento

respecto al SEIN. Sin embargo, el 93% de la potencia instalada de estos

sistemas en 2013 es de fuente térmica, específicamente derivados del petróleo,

lo cual supone un costo elevado respecto a los precios a los que se puede

contratar energía en el mercado eléctrico, por este motivo parte de esas

máquinas suelen ser utilizadas como unidades de emergencia.

Potencia instalada por regiones:


12

Generación de energía por regiones:

1.5.2. EN TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

Hasta el 2013, 9 empresas privadas contaban con concesiones para la

actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema Garantizado de

Transmisión (SGT), Sistema Principal de Transmisión (SPT) y el Sistema

Complementario de Transmisión (SCT).

La longitud de líneas de transmisión a nivel nacional fue de 19 972 km, de los

cuales el 35,4%(7 065 km) y el 23,3% (4 663 km) correspondieron a líneas con

niveles de tensión de 220kV, 138kV, respectivamente (ver Gráfico N° 25). Por

otro lado, las congestiones en el sistema de transmisión, debido al constante

crecimiento de la demanda de energía eléctrica y la centralización de la

capacidad instalada en la zona centro, han hecho necesaria su expansión y la


13

construcción de líneas con mayor nivel de tensión. A la fecha, se tiene 611 km

de líneas de transmisión en 500kV.

A continuación se presenta una gráfica que muestra la longitud de las líneas de

transmisión a nivel nacional (cifras hasta el 2013):

1.5.3. EN DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Esta actividad tiene la función de llevar el suministro de energía eléctrica desde

el sistema de transmisión hacia los usuarios finales.

Las empresas de distribución contaron con 6 149,5 miles de clientes en 2013.

De estos, sólo 270 fueron clientes libres, con contratos de suministro de

energía eléctrica (PPA’s por sus siglas en inglés) firmados principalmente con

Edelnor (64) y Luz del Sur (22). Asimismo, Edelnor, Luz del Sur e Hidrandina

contaron con aproximadamente 48% del total de clientes del segmento, esto se

debe a la alta densidad demográfica registrada en sus áreas de demanda, en

las cuales se ubican ciudades importantes como Lima, Trujillo y Chimbote.

A continuación una gráfica que representa la participación de las empresas de

distribución en el número de clientes a nivel nacional, en 2013 (%).


14

El porcentaje de pérdidas en las redes de distribución mostró una tendencia

decreciente en el período 1995-2013, pasando de un máximo de 19,7% en

1995 a 7,3% en 2013. Esto ha sido producto de las inversiones del sector

distribución en la modernización de equipos y ampliación de redes. Asimismo,

las empresas que presentan un mayor nivel de eficiencia en este aspecto son

las localizadas en Lima: Edelnor y Luz del Sur. Nótese, que a diferencia del

caso de transmisión, las redes de distribución se desempeñan a nivel local, por

este motivo las empresas de distribución pueden ampliar su capacidad a

medida que crezca su red y se incrementa el número de usuarios y el nivel de

carga al que deben suministrar energía eléctrica.

ASI FUNCIONA EL SECTOR ELECTRICO PERUANO


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2. PROYECTOS EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO


17

Osinergmin es la entidad responsable de supervisar el cumplimiento de

los contratos en el sector eléctrico de las empresas que han sido

privatizadas u otorgadas en concesión y/o autorización. Esta labor la

realiza la Gerencia de Fiscalización Eléctrica a través de la Unidad de

Supervisión de Contratos y Planes de Contingencias Operativos.

Así mismo emitir opinión previa a la renovación de la vigencia de los

contratos, la prórroga de los plazos estipulados o la revisión y/o

renegociación de aquellos contratos ya suscritos, mediante la emisión de

un informe de evaluación sobre el cumplimiento de la empresa

concesionaria, respecto a las obligaciones contenidas en el contrato de

concesión y en las normas del sector.

En el presente documento se informa sobre la situación de los proyectos

con contratos, en las actividades de generación y transmisión eléctrica,

que el Organismo viene supervisando en cumplimiento de sus funciones

de supervisión y fiscalización.

2.1.CONTRATOS DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

Se verifica el cumplimiento de determinados hitos establecidos en el

contrato (Estudio de Impacto Ambiental, Cierre Financiero del proyecto,

Llegada a obra de los reactores y transformadores y Puesta en

Operación Comercial).

La Agencia de Promoción de la Inversión Privada – PROINVERSIÓN,

organismo público ejecutor, adscrito al Ministerio de Economía y

Finanzas, viene promoviendo la inversión, no dependiente del Estado

Peruano, en sistemas de transmisión eléctrica.

En los contratos de concesión suscritos se ha supervisado el oportuno y

correcto cumplimiento de las obligaciones contractuales en el ámbito

técnico, económico, contable y legal. Esta supervisión se ha realizado


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con una periodicidad anual, verificándose la información sobre los bienes

de la concesión, permanencia del operador estratégico calificado, saldo

de deuda garantizada, contratos de operación y mantenimiento con

terceros, vigencia de seguros, equilibrio económico financiero, etc.

Los principales proyectos de sistemas de transmisión relevantes licitados

por PROINVERSIÓN se indican a continuación:

L.T. 500 kV Chilca – La Planicie – Zapallal (Carabayllo)

(Operando desde el 26.06.2011)

L.T. 500 kV Zapallal (Carabayllo) – Chimbote – Trujillo

(Operando desde el 29.12.2012)

L.T. 500 kV Chilca – Marcona ‐ Montalvo (Operando desde el

02.05.2014)

L.T. 500 kV Trujillo ‐ Chiclayo (Operando desde el

05.07.2014)

L.T. 500 kV Mantaro – Marcona ‐ Socabaya ‐ Montalvo (en

construcción)

L.T. 220 kV Talara – Piura (Operando desde el 04.05.2013)

L.T. 220 kV Tintaya ‐ Socabaya (operando desde el

01.06.2014)

L.T. 220 kV Machupicchu – Abancay ‐ Cotaruse (en

construcción)

L.T. 220 kV Carhuaquero ‐ Cajamarca Norte – Cáclic ‐ Moyobamba (en etapa inicial de construcción)

L.T. 220 kV Machupicchu – Quencoro – Onocora ‐ Tintaya (en

etapa inicial de construcción)

L.T. 220 kV Moyobamba ‐ Iquitos (en etapa de estudios de

ingeniería).

L.T. 220 kV La Planicie ‐ Industriales (en etapa de estudios de

ingeniería).

L.T. 220 kV Friaspata ‐ Mollepata (en etapa de estudios de

ingeniería).


19

S.E. Orcotuna 220/60 kV (en etapa de estudios de ingeniería).

L.T. 220 kV Azángaro – Juliaca – Puno (Adjudicada el

12.02.2015)

2.2. CONTRATOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

En el caso de los proyectos de generación de energía eléctrica, el Estado

en su rol de promotor y en el marco de las normas y leyes del sector

eléctrico, ha otorgado una serie de Concesiones o Autorizaciones para que

nuevos operadores eléctricos ingresen al mercado eléctrico peruano,

garantizando de esta manera que la cobertura de la demanda eléctrica

actual y futura sea cubierta adecuadamente.

2.2.1. CONTRATOS DE CONCESIÓN Y AUTORIZACIONES –

INICIATIVA PRIVADA

La Gerencia de Fiscalización Eléctrica viene realizando el seguimiento de

los Contratos de Concesión y de las Autorizaciones otorgados directamente

por el Ministerio de Energía y Minas, según el marco legal del Decreto Ley

N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y por su Reglamento, aprobado

por el Decreto Supremo N° 009‐93‐EM; la Ley N° 27332, Ley Marco de los

Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos;

la Ley N° 26734, Ley de Creación del Organismo Supervisor de la Inversión

en Energía y Minería‐OSINERGMIN, aprobado mediante el Decreto

Supremo N° 054‐2001‐PCM.

El Código Nacional de Electricidad; Ley N°28832, Ley para Asegurar el

Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica; el Decreto Supremo N° 076‐2009‐EM, las Normas Técnicas aplicables y demás leyes peruanas vigentes

en cada oportunidad.

La Concesión Definitiva y la Autorización se otorgan por plazo indefinido

para el desarrollo de las actividades eléctricas.


20

La Concesión Definitiva permite utilizar bienes de uso público y el derecho

de obtener la imposición de servidumbres para la construcción y operación

de centrales de generación y obras conexas, subestaciones y líneas de

transmisión así como también de redes y subestaciones de distribución para

el Servicio Público de Electricidad.

La Concesión adquiere carácter contractual cuando el peticionario suscribe

el contrato correspondiente, el que debe elevarse a escritura pública en un

plazo máximo de sesenta días hábiles, contado a partir del día siguiente de

la fecha de publicación de la resolución suprema.

La Concesión Definitiva caduca cuando el concesionario no cumpla con

ejecutar las obras conforme el Calendario de Ejecución de Obras, excepto

los casos de fuerza mayor debidamente sustentados y acreditados ante

OSINERGMIN.

Los proyectos más relevantes otorgados en Concesión por el MINEM se

indican a continuación:

C.H. Machupicchu II

C.H. Marañon

C.H. La Vírgen

C.H. Tarucani

C.H. Curibamba

C.H. Chadín II

C.H. Veracruz

2.2.2. CONTRATOS DE CONCESIÓN DE GENERACIÓN CON

RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES (RER)

Estos contratos tienen como base legal el Decreto Legislativo N° 1002 que

promueve el desarrollo de la Generación Eléctrica con Recursos


21

Energéticos Renovables (RER), contratos que también son supervisados

por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica de Osinergmin.

Los contratos se inician a partir de la Fecha de Cierre y se mantienen

vigentes hasta la terminación del Plazo de Vigencia. Este Decreto

Legislativo tiene por objeto promover el aprovechamiento de los Recursos

Energéticos Renovables (RER) para mejorar la calidad de vida de la

población y proteger el medio ambiente, mediante la promoción de la

inversión en la producción de electricidad.

Su aplicación corresponde a la actividad de generación de electricidad con

RER que entre en operación comercial a partir de la vigencia de este

Decreto Legislativo. La obtención de los derechos eléctricos

correspondientes, se sujeta a lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844,

Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y normas complementarias.

Podrán acogerse a lo dispuesto en este Decreto Legislativo las nuevas

operaciones de empresas que utilicen RER como energía primaria, previa

acreditación ante el Ministerio de Energía y Minas.

2.2.3. VIGENCIA DE LOS CONTRATOS

El 31.03.2010 se suscribieron veintiséis (26) Contratos de una Primera

Subasta para Suministro de Energía al Sistema Eléctrico Interconectado

(SEIN): cuatro (4) centrales solares, tres (3) centrales eólicas, dos (2)


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centrales biomasa y diecisiete (17) centrales hidroeléctricas. En una

segunda convocatoria se adjudicó una central hidroeléctrica de 18 MW.

Por tanto, en la Primera Subasta se suscribieron veintisiete (27) contratos,

que aportarán una potencia de 424,1 MW al SEIN (1 938 657 MWh/año), los

cuales debieron entrar el 31.12.2012.

EI 23.08.2011, se finalizó la segunda Subasta para Suministro de Energía al

Sistema Eléctrico Interconectado (SEIN), habiéndose adjudicado la buena

pro a diez concesionarios, quienes construirán una (1) central solar, una (1)

central eólica, una (1) central biomasa y siete (7) centrales hidroeléctricas.

Con estas centrales de generación se incorporarán 210 MW al SEIN (1552

706 MWh/año). El 30.09.2011 se firmaron estos contratos de concesión.

Estos proyectos debieron culminarse el 31.12.2014.

El 12.12.2013, se finalizó la tercera Subasta para Suministro de Energía al

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), habiéndose adjudicado

la buena pro a diecinueve concesionarios. El 18.02.2014 sólo se firmaron

catorce (14) proyectos de Centrales Hidroeléctricas, cuatro (4) proyectos

adjudicados no suscribieron contrato. Con estas centrales de generación se

incorporarán 192,8 MW al SEIN (1 171 509 MW.h/año). La fecha referencial

de Puesta en Operación Comercial de los proyectos de generación RER de

esta subasta deberá ser, a más tardar, el 31.12.2016.


23

Durante su etapa constructiva y hasta su puesta en servicio, según los

Contratos RER, le corresponde a la Gerencia de Fiscalización Eléctrica,

verificar entre otros, el cumplimiento del Cronograma de Ejecución de

Obras.

Como aspectos a supervisar, de acuerdo a lo que establecen los propios

contratos, se verifica principalmente el cumplimiento de determinados

hitos, estos son:

Cierre Financiero;

Inicio de Obras Civiles;

Arribo de Principal Equipamiento Electromecánico;

Inicio de Montaje Electromecánico; y,

Puesta en Operación Comercial.


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3. INVERSION

3.1. INVERSIÓN EN LATINOAMÉRICA

Un aspecto importante de la inversión privada en el sector eléctrico y los

sectores de infraestructura en general tiene que ver con la percepción de

riesgo de la región latinoamericana por parte de los inversionistas.


25

En este sentido, el incremento del flujo de inversiones observado en la

década del 90 tuvo un carácter regional y estuvo vinculado principalmente al

inicio de un amplio proceso de reformas estructurales destinadas a reducir

la intervención estatal y atraer inversión privada luego del pobre desempeño

de las iniciativas públicas en la década pasada.

La inversión en el sector eléctrico latinoamericano muestra un patrón similar

apreciándose un pico de inversiones en el año 1997 con US$ 23,200 millones.

También es importante destacar que el 54.7% de las inversiones estuvieron

relacionadas a la compra de activos, siendo las inversiones en expansión

relativamente estables en el período (ver Gráfico 2).


26

3.2. BREVE HISTORIA DE LA FORMACIÓN DE CAPITAL EN EL


La evolución de la capacidad per-cápita puede ser dividida en cuatro

etapas. En un primer período, hasta mediados de los años 50, la variable

muestra un crecimiento sostenido pero muy moderado. En un segundo

período que va desde los 50 hasta comienzos de la década del 80, la

potencia instalada continúa creciendo sostenidamente pero a mayores

tasas.

Luego, en un tercer período que se extiende por la década del 80 hasta la

segunda parte de la década del 90, se produce un estancamiento de la

variable. Finalmente, la variable vuelve a crecer de manera importante en

una cuarta etapa que se inicia en la segunda mitad de los 90.8

Debe señalarse que no obstante la evolución sostenida de la potencia

instalada, las tendencias en las tasas de crecimiento presentan una

importante varianza, la cual es consistente con la entrada secuencial de

proyectos. Esta varianza es mayor si se considera que la variable potencia

incluye tanto la inversión referida al servicio público como la inversión de los

denominados auto-productores.


27

El Gráfico No 4 muestra la evolución de la variable potencia. Este gráfico es

menos claro en distinguir las cuatro etapas señaladas, sin embargo, la

evolución de la variable es consistente con el análisis de la serie de

potencia per-cápita señalada anteriormente.

3.3. INVERSIÓN EN LA DÉCADA DE LOS NOVENTA

El proceso de reforma estructural que comenzó en 1992 bajo el gobierno

del entonces presidente Alberto Fujimori condujo a la privatización del

sector eléctrico en una década en la cual la mayor parte de los países de la

región experimentaron un proceso similar.


http://es.wikipedia.org/wiki/Alberto_Fujimori

28

El proceso de reestructuración, articulado en la Ley de Concesiones

Eléctricas (LCE) de 1992, desagregó el monopolio estatal integrado

verticalmente en generación, transmisión eléctrica y distribución, y

estableció las bases para la introducción de operadores y de competencia

privados para la generación y la comercialización, con la transmisión y la

distribución reguladas en base a la entrada libre y el acceso abierto.

La Ley de 1992 fue modificada por la Ley Nº 26.876 (Ley Antimonopolio y

Antioligopolio) en 1997. El proceso de concesiones y de transferencia de los

activos de generación a las compañías privadas comenzó en 1994 y fue

relanzado en 2002, pues no había terminado todavía.

Las compañías privadas que surgían de las reformas de 1992 se

comprometieron a realizar importantes inversiones que se concretaron en

los años siguientes. Las cifras de inversión alcanzaron sus niveles más

altos en el período de 1996-1999 y luego decayeron una vez cumplidos los

compromisos.

El alto nivel de inversión condujo a aumentos promedios anuales en la

capacidad instalada de 9,2%, una tasa que no se correspondió con el

aumento en la demanda, que aumentó solamente un 4,7% al año de media.

Como consecuencia, el nivel de reservas en el Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional (SEIN) aumentó a tasas medias del 23,2%. Las

inversiones en transmisión y distribución hicieron aumentar la cobertura del

53% en 1993 al 76% en 2004

FI

NA N

CI A

CI Ó

N


http://es.wikipedia.org/wiki/Generaci%C3%B3n_el%C3%A9ctrica

29

ELECTRIFICACIÓN RURAL

Después de la reforma del sector energético a principios de los 90, el

gobierno central ha limitado la electrificación rural en el Perú a la

inversión directa, sin ningún fondo adicional de comunidades,

gobiernos regionales o proveedores de servicio.

Un problema importante que disuade a las compañías de distribución

eléctrica de invertir en la electrificación rural es el hecho de que

tienen áreas de concesión concentradas en pequeñas zonas

alrededor de centros urbanos y sólo tienen la obligación de satisfacer

solicitudes de servicio dentro de los 100 metros de la red existente.

Para ampliar la cobertura, el gobierno de Perú ha estado gastando en

electrificación un promedio de 40 a 50 millones US$ al año en los

últimos diez años. Estas inversiones se realizaron a través de fondos

sociales (por ejemplo: FONCODES - Fondo Nacional de Cooperación

para el Desarrollo Social) y, en mayor medida, por la Dirección

Ejecutiva de Proyectos (DEP), una división del Ministerio de Energía

y Minas (MEM).

La DEP, que actualmente está en proceso de absorción por la

Dirección General de Electrificación Rural (DGER), está a cargo de la

planificación, diseño y construcción de los sistemas eléctricos rurales.

Una vez concluidos, los sistemas eléctricos rurales son transferidos

para su operación a compañías estatales de distribución o a una

compañía con activos estatales creada especialmente, que gestiona

los sistemas regidos por contratos de operación con compañías

estatales o municipios

INVERSION ACTUAL EN EL PERU


30


31

En la actualidad nuestro país basa todo su desarrollo del sector

eléctrico en base a inversión privada, es por eso bueno resaltar una

importancia que tienen estas en cuando a su efecto y a sus futuras

incorporaciones

FUENTE PROINVERSION


32

3.4. PROYECTOS DE INVERSIÓN

Se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión

principalmente por iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de

generación eléctrica, el cual se dio como resultado principalmente de la

puesta en marcha de Camisea en el 2004, y de los incentivos otorgados

por el Estado para promover su uso.

Asimismo, con el desarrollo del Gasoducto del Sur Peruano se podrá

transportar el gas natural a la zona sur, por lo que se espera aumenten

los proyectos de centrales termoeléctricas en esta zona del Perú, de

este modo se logrará descentralizar en parte la concentración de

producción de electricidad de la zona centro, causado fundamentalmente

por dificultades de transporte.

Con el objetivo de incrementar la potencia efectiva del parque generador

(oferta de energía eléctrica), la capacidad y el alcance de las redes de

transmisión se estima una inversión privada para el periodo 2014-2016

por un monto aproximado de US$5,757 MM

Algunos de estos proyectos son: Central Hidroeléctrica de Molloco,

Central Térmica de Quillabamba, Línea de Transmisión 220 KV

Moyobamba-Iquitos y Línea de Transmisión 500 KV Mantaro-Marcona-

Socabaya-Montalvo.

Es de mencionar que al 2013 el 96.2% de la generación de las centrales

térmicas usa gas natural, por lo cual es importante considerar que el

transporte del mismo está a cargo de Transportadora de Gas Natural del

Perú (TgP), y es el único sistema de transporte de dicho combustible,

cuya capacidad, a pesar de sus dos ampliaciones, -la primera en el

2009, y la segunda en el 2010-, se encuentra totalmente contratada.


33

Es así que se observa un alto grado de dependencia del gas natural, lo

cual es bastante riesgoso, no obstante, se ha iniciado una nueva

expansión del gasoducto, la cual estará culminada para el año 2015.

3.5. ENERGÍAS RENOVABLES

3.5.1. MARCO GENERAL

En el intento mundial por lograr mitigar los efectos del cambio climático

se han suscrito diversos compromisos internacionales, dentro de los más

representativos se encuentran el protocolo de Kyoto (1997), el acuerdo

de Copenhague (2009) y la plataforma de Durban (2011).

Aunque los resultados finales no han sido de carácter vinculante, estas

cumbres han permitido la difusión y concientización, por parte de la

sociedad, de las consecuencias potenciales de una fuerte variación en la

temperatura promedio del planeta.

En síntesis, se han identificado dos interrogantes claves que deberían

responder las futuras políticas de mitigación: ¿qué medidas adoptar para

que la sociedad pueda hacer frente a los futuros riesgos ambientales? y

¿cómo reducir de forma viable las emisiones de los gases de efecto

invernadero?

En el presente documento se desarrollará la última interrogante.

Diversos informes técnicos sobre los impactos económicos y sociales del

cambio climático (Stern 2007; EPA 2012; DECC 2012; entre otros) han

evidenciado que el sector energético juega un papel crucial dentro de la

agenda política ambiental. En efecto, el fuerte crecimiento de la

generación eléctrica a base de energía térmica (centrales eléctricas a

carbón, petróleo y gas natural) para satisfacer las crecientes industrias

de muchas economías emergentes ha generado la emisión de inmensas

cantidades de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera.


34

Debido a este problema y a la búsqueda de diversificación y seguridad

energética de los sistemas eléctricos, existe un mayor número de países

que están reestructurando sus políticas energéticas con el objetivo de

promover el uso de recursos energéticos renovables (RER).Participación

RER en la generación eléctrica La participación eléctrica mundial de los

RER registró un aumento importante, pasando de 1.5% en el año 2000 a

3.9% para el año 2011, alcanzando un nivel de producción de 860 TWh.

Sin embargo, la participación RER en el total de electricidad producido

en cada región muestra una alta dispersión. En el 2011, la región Europa

y Euroasia presentó la mayor participación (7.1%) seguida por Sur y

Centro América (4.4%) y Norte América (4.4%), mientras que la región

del Medio Oriente presentó la menor contribución dentro de su parque

generador (0.04%) como se observa en el gráfico anterior.

Asimismo, la participación RER de algunos países es mucho mayor al

promedio regional, tal es el caso de Dinamarca (43.6%), que cuenta

principalmente con centrales eólicas y de biomasa, Portugal (23.7%) y

España (20%) que cuentan fundamentalmente con centrales eólicas.


35

Según la International Energy Agency (IEA), Agencia Internacional de

Energía, la nueva política energética mundial tendería a incrementar la

participación de las RER a alrededor del 15% del total de energía

eléctrica producida para el año 2035.

Sin embargo, dadas las características inherentes de estas fuentes,

como lo señala Borenstein (2011) y la American Enterprise Institute

(AEI), el Instituto Norteamericano de la Empresa (2012), la generación

RER presenta una serie de limitaciones.

En primer lugar, la generación eólica y solar son altamente sensibles a

shocks climáticos y son incapaces de almacenar su fuente de energía

principal.

Estas características hacen que requieran elevadas inversiones iniciales

para poder dimensionar adecuadamente su producción intermitente,

restándole competitividad respecto a las centrales térmicas.

En segundo lugar, este tipo de generación depende de la ubicación

geográfica de los recursos renovables y dada la escasez de

localizaciones con alto potencial, a medida que se incorporen nuevas

centrales se deberá incurrir en mayores costos de transmisión,

restándoles competitividad. Por último, debido al carácter intermitente de

su producción, este tipo de centrales presentan una disponibilidad de

arranque baja lo cual podría poner en riesgo la confiabilidad del sistema

eléctrico pues no se estaría garantizando la adecuación del mismo; es

decir, la capacidad de abastecer a las variaciones de la demanda en el

corto plazo.

3.5.2. RER EN PERÚ

Desde el 2008, el Perú se ha alineado con la tendencia mundial sobre

políticas de promoción RER. A partir del Decreto Legislativo N° 1002, y

su reglamento (Decreto Supremo N° 012-2011-EM), el Estado Peruano

incentiva el desarrollo de nuevos proyectos de generación RER con el

objetivo de mejorar la calidad de vida de la población y proteger al medio

ambiente.


36

El enfoque implementado es una mezcla de mecanismos de promoción

en el cual el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) establece cada 2

años un porcentaje objetivo de participación RER en la producción

eléctrica nacional. Una vez calculada la cantidad de energía a subastar,

esta se distribuye entre las distintitas tecnologías RER.

ESQUEMA DEL MECANISMO DE PROMOCIÓN RER BAJO LA

LEGISLACIÓN VIGENTE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA NACIONAL.

Para fomentar la eficiencia en costos, se adoptó un enfoque de

competencia por el mercado que consiste en establecer una tarifa de

referencia (información oculta para las empresas) e implementar un

proceso de subasta en sobre cerrado.

El proceso termina cuando se seleccionan a las generadoras que

ofrezcan la menor tarifa hasta completar la energía requerida. Si el

precio de mercado cae durante la operación de la empresa y no se cubre


37

la tarifa adjudicada, se otorga una prima que compense esta diferencia,

como en el enfoque FIT.

Dicho subsidio es financiado por todos los usuarios eléctricos a través

del cargo en el peaje de conexión (transmisión).A la fecha se han

realizado dos subastas, éstas han permitido la futura incorporación de

639.1 MW de potencia RER, de los cuales solo el 9% estaría ubicado en

Lima, ayudando a reducir, en cierta medida, el déficit de generación

eléctrica en las regiones norte y sur del país.

En ese sentido, a octubre del 2012 la región sur (Arequipa, Moquegua y

Tacna) ya cuenta con el 63% del total de potencia solar y se espera que

se complete la totalidad hacia finales del 2014, incorporando al sistema

96 MW, mientras que en la región norte (Ancash, La Libertad, Cajamarca

y Piura) se incrementaría la oferta eléctrica en 17.2 MW de potencia

eólica y 175.01 de potencia hídrica (ver gráfico siguiente).

Con esto, la participación RER dentro de la matriz energética

representaría alrededor del 7% del total de la potencia efectiva hacia

finales del 2014. A octubre del 2012, la participación RER en la

producción eléctrica del SEIN alcanzó el 1.7%, en donde las pequeñas

centrales hidroeléctricas contribuyeron con 1.2%, la central a bagazo y

biomasa con 0.4% y las centrales solares con 0.1% del total de energía

eléctrica producida.

Según el MINEM, aún existe una gran brecha de generación renovable

por cubrir si consideramos el potencial de recursos renovables en el

Perú. En ese sentido, se estima que el potencial de energía solar en los

departamentos de la costa estaría entre 6.0 a 6.5 KWh/m2 de radiación

solar y que además esta emisión muestra una relativa estabilidad

durante todo el año.

Por otro lado, según el Atlas Eólico (2008) el potencial de generación

eólica aprovechable sería de 22,450 MW de potencia, ubicándose el

74% en los departamentos de Ica y Piura.


38

En términos sociales, el potencial con el que cuenta el país incentiva una

serie de programas de electrificación para contrarrestar el déficit de

cobertura eléctrica en las zonas rurales del país.

En ese sentido, el MINEM y la Comisión Europea vienen trabajando en

conjunto promocionando la generación RER como parte del programa de

electrificación rural, llamado Eurosolar.

Este programa busca ampliar la cobertura eléctrica en las zonas rurales

del país a través de la instalación de paneles solares en los hogares y

pequeños sistemas eólicos. Para la utilización de la energía generada, el

programa cuenta con un conjunto de equipos entre los cuales destacan:

una antena satelital, equipos informáticos, equipo multimedia, cargador

de pilas y baterías, refrigerador de vacunas y un purificador de agua.


39

R

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G

L

A

M

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4. REGLAMENTACIÓN DE UN PROYECTO


40

4.1. INTRODUCCIÓN.

En este capítulo establece los requerimientos mínimos que deben

satisfacerse para la elaboración de proyectos electromecánicos.

El fin principal de este documento es el de hacerlo del conocimiento de

todas aquellas áreas en que en forma directa o indirecta intervienen en

este tipo de proyectos y así unificar los criterios al respecto.

El documento contiene los alcances necesarios para la integración y

realización de proyectos electromecánicos para las diferentes

aplicaciones.

Para su cabal integración, el proyecto electromecánico deberá contar

con los resultados finales y características de la aplicación, que servirá

de base para la selección, instalación, operación, mantenimiento,

capacitación y seguridad del personal y de los equipos, las instalaciones

y sus complementos.

Se debe procurar y demostrar la capacitación específica para el personal

en cada tipo de equipo, instalación y actividad.

La capacitación deberá incluir todos los aspectos de operación,

mantenimiento, seguridad y limpieza de las instalaciones, los equipos y

sus componentes.

Además, de acuerdo a la normatividad respectiva, se colocarán los

avisos apropiados y suficientes de seguridad en todas las áreas, además

de contar con los equipos y medios de protección personal.

4.2. ASPECTOS GENERALES DEL PROYECTO

ELECTROMECANICO.


41

Para la elaboración del proyecto electromecánico, se deberá contar con

información de proyecto recabada en campo, además de la información

técnica preparada por las áreas de ingeniería civil, mecánica y eléctrica,

según se requiera para el proyecto específico a desarrollar.

El proyecto deberá observar e incluir la aplicación de las normas

vigentes aplicables en cuanto a impacto ambiental, protección civil y

estructuras.

La información técnica para la integración del proyecto de los equipos e

instalaciones mecánicas requeridas incluirá:

1. Equipos por instalar: capacidad, características y necesidades

mecánicas.

2. Condiciones de campo: Intemperie; bajo techo, ambiente peligroso,

inundaciones, etc...

3. Condiciones de operación: Continua o intermitente.

4. Capacidad operativa y competencia del personal: Habilidad,

conocimientos, capacitación.

5. Ventilación: natural o forzada, con sus requerimientos de instalación

mecánica.

6. Accesibilidad para operación y mantenimiento de los equipos y las

instalaciones.

7. Previsión de posibles expansiones futuras.

8. Iluminación apropiada de áreas y equipos.


42

9. Medidas de seguridad para protección del personal, el equipo y las

instalaciones.

10. Análisis y selección de alternativas.

4.3. LEYES GENERALES PARA LA ELABORACION DE UN

PROYECTO ELECTROMECANICO.

El proyecto deberá observar e incluir la aplicación de las siguientes

leyes:

LEY ANTIMONOPOLIO Y ANTIOLIGOPOLIO DEL SECTOR

ELECTRICO (LEY N° 26876)

Las concentraciones de tipo vertical u horizontal que se produzcan en

las actividades de generación y/o de transmisión y/o de distribución de

energía eléctrica se sujetarán a un procedimiento de autorización previa

de acuerdo a los términos establecidos en la presente Ley, con el objeto

de evitar los actos de concentración que tengan por efecto disminuir,

dañar o impedir la competencia y la libre concurrencia en los mercados

de las actividades mencionadas o en los mercados relacionados.

Se entiende por concentraciones la realización de los siguientes actos: la

fusión; la constitución de una empresa en común; la adquisición directa o

indirecta del control sobre otras empresas a través de la adquisición de

acciones, participaciones, o a través de cualquier otro contrato.

LEY PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA

GENERACIÓN ELÉCTRICA (LEY Nº 2883)

La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en

la Ley de Concesiones Eléctricas con la finalidad de:

a) Asegurar la suficiencia de generación eficiente que reduzca la

exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios y a


43

los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía;

asegurando al consumidor final una tarifa eléctrica más competitiva.

b) Reducir la intervención administrativa para la determinación de los

precios de generación mediante soluciones de mercado.

c) Adoptar las medidas necesarias para propiciar la efectiva competencia

en el mercado de generación.

d) Introducir un mecanismo de compensación entre el SEIN y los

Sistemas Aislados para que los Precios en Barra de estos últimos

incorporen los beneficios del gas natural y reduzcan su exposición a la

volatilidad del mercado de combustibles.

Es de interés público y responsabilidad del Estado asegurar el

abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el

Servicio Público de Electricidad.

LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS (LEY Nº 25844)

Las disposiciones de la presente Ley norman lo referente a las

actividades relacionadas con la generación, transmisión, distribución y

comercialización de la energía eléctrica.

El Ministerio de Energía y Minas y el OSINERG en representación del

Estado son los encargados de velar por el cumplimiento de la presente

ley, quienes podrán delegar en parte las funciones conferidas.

Aseguraran un nivel satisfactorio de la prestación de los servicios

eléctricos a que se refieren dichas disposiciones legales, además

garantizar a los usuarios un suministro eléctrico continuo, adecuado,

confiable y oportuno, siendo por tanto necesario dictar disposiciones

reglamentarias para fijar estándares mínimos de calidad.


44

LEY DE PROMOCIÓN DEL USO EFICIENTE DE LA ENERGÍA

(LEY Nº 27345)

El principal objetivo de la ley promoción del Uso Eficiente de la Energía

(UEE) para asegurar el suministro de energía, proteger al consumidor,

fomentar la competitividad de la economía nacional y reducir el impacto

ambiental negativo del uso y consumo de los energéticos.

REGLAMENTO DE IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN DE

ELECTRICIDAD (RIEE)

Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (en adelante

"RIEE") establece las normas aplicables a las transacciones de

Importación y Exportación de electricidad entre el Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional y los Sistemas Eléctricos de los países de la

Comunidad Andina (CAN), con los que se encuentre interconectado.

REGLAMENTO DE LA LEY DE PROMOCIÓN DE LA INVERSIÓN

PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON EL USO DE

ENERGÍAS RENOVABLES

El Reglamento tiene por objeto establecer las disposiciones

reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación de la Ley a fin de

promover el desarrollo de actividades de producción de energía eléctrica

a base del aprovechamiento de RER.

Los aspectos no previstos en el presente Reglamento se sujetan a lo

dispuesto por la LCE, el RLCE y demás normas aplicables, en tanto no

se opongan a lo dispuesto por la Ley y el presente Reglamento.


45

4.4. INFORMACION NECESARIA PARA EL PROYECTO

ELECTRICO.

El proyecto deberá tomar en consideración los siguientes aspectos para

su determinación apropiada:

1. Características del suministro disponible de energía eléctrica.

2. Subestaciones, tableros y centros de control de motores en sus

diferentes características y aplicaciones.

3. Distribución de la energía eléctrica entre su punto de suministro y los

puntos de aplicación.

4. Sistema de tierras.

5. Falla a tierra.

6. Pararrayos

7. Protección contra sobre corrientes.

8. Control de operación de los equipos.

9. Energía eléctrica de emergencia.

10. Ahorro de energía.

11. Iluminación: Tipo y ubicación de luminarias.

12. Dibujos, planos y esquemas.

13. Control y fuerza.

14. Alarmas.

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46

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5. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Un sistema de distribución de energía eléctrica es el conjunto de equipos

que permiten energizar en forma segura y fiable un número determinado

de cargas, en distintos niveles de tensión, ubicados generalmente en


47

diferentes lugares. Dependiendo de las características de las cargas, los

volúmenes de energía involucrados, y las condiciones de fiabilidad y

seguridad con que deban operar, los sistemas de distribución se

clasifican en:

Industriales: Comprenden a los grandes consumidores de energía

eléctrica, que generalmente reciben el suministro eléctrico en alta

tensión. Es frecuente que la industria genere parte de su demanda de

energía eléctrica mediante procesos a vapor, gas o diesel.

Comerciales: Los sistemas de distribución comerciales son un término

colectivo para sistemas de energía existentes dentro de grandes

complejos comerciales y municipales. Este tipo de sistemas tiene sus

propias características como consecuencia de las exigencias especiales

en cuanto a seguridad de las personas y de los bienes, por lo que

generalmente requieren de importantes fuentes de respaldo en casos de

emergencia.

Urbanos: Los sistemas de distribución urbanos alimentan la distribución

de energía eléctrica a poblaciones y centros urbanos de gran consumo,

pero con una densidad de cargas pequeña. Son sistemas en los cuales

es muy importante la adecuada selección de los equipos y su correcto

dimensionamiento.

Rurales: Los sistemas de distribución rural se encargan del suministro

eléctrico a zonas de menor densidad de cargas, por lo cual requiere de

soluciones especiales en cuanto a equipos y a tipos de red. Debido a las

distancias largas y las cargas pequeñas, es elevado el coste del KWh

consumido. En algunos casos es incluso justificado, desde el punto de

vista económico, la generación local en una fase inicial, y sólo en una

fase posterior, puede resultar económica y práctica la interconexión para

formar una red grande.


48

5.1. RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La red de distribución de la energía eléctrica es una parte del sistema de

suministro eléctrico que es responsabilidad de las compañías

distribuidoras de electricidad. La distribución de la energía eléctrica

desde las subestaciones de transformación de la red de transporte se

realiza en dos etapas.

La primera empieza en las subestaciones de transformación, la cual

reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los

grandes centros de consumo, hasta llegar a las estaciones

transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas están

comprendidas entre 25 KV y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están

las estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la

tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión.

La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha,

comúnmente denominada red de media tensión, con tensiones de

funcionamiento de 3 KV a 30 kV y mallada. Esta red cubre la superficie

de los grandes centros de consumo (población, gran industria, etc.)

uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los centros

de transformación, que son la última etapa del 2 suministro en media

tensión, ya que las tensiones a la salida de estos centros es de baja

tensión (230/400 V). En la fig.1 se muestra un sistema de distribución

típico. Las líneas que forman la red de distribución se operan de forma

radial, sin que formen mallas, al contrario que las redes de transporte y

de reparto. Cuando existe una avería un dispositivo de protección

situado al principio de cada red lo detecta y abre el interruptor que

alimenta esta red.


49

5.2. CLASIFICACIÓN DE REDES POR SU CONFIGURACIÓN:

1) RED RADIAL:

Utiliza una sola línea de suministro, de manera que los consumidores

solo tienen una sola posible vía de alimentación. Este tipo de red se


50

utiliza principalmente en áreas rurales ya que es menor el coste de

suministro al tratarse de grandes áreas geográficas con cargas

dispersas y baja densidad.

Fig. 2. Fig. 2. Red radial.

2) BUCLE ABIERTO:

Presenta dos posibles caminos de suministro, de forma que los

consumidores pueden ser alimentados por cualquiera de ellos, pero solo

una de estas vías de alimentación ésta activada en la operación normal.

La otra vía es utilizada en caso de falta y suele estar abierta.

Fig. 3. 3 Fig. 3. Bucle abierto.

3) RED MALLADA:

El suministro de las salidas de línea puede estar respaldado por ramas o

circuitos primarios adyacentes. (Se operan en bucle abierto la mayor

parte del tiempo)


51

Fig. 4. Fig. 4. Red Mallada.

5.3. PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

La planificación de la red de distribución es una de las actividades más

importantes de los centros de planificación de distribución. Se evalúa el

coste de instalación del nuevo equipo, fiabilidad del sistema de

distribución que se desea obtener y minimización de pérdidas,

considerando el crecimiento vegetativo y nuevos consumidores.

Minimizar el coste del sistema de distribución supone un gran reto.

Simplemente un sistema con un solo feeder asociado presenta varias

posibilidades de diseño al planificador. Encontrar pues un plan general

de mínimo coste para un sistema de distribución implica una tarea difícil.

Por estas razones, el uso de herramientas basadas en la asistencia

computacional ha sido el enfoque principal de muchos investigadores

durante las pasadas cuatro décadas, dando lugar así a programas de

optimización que ayudan al planificador a encontrar el mejor diseño entre

muchas posibilidades. Estos programas nunca consideran todos los

aspectos del problema y la mayoría incluye aproximaciones que limitan

ligeramente la exactitud. Sin embargo pueden ayudar a reducir los

costes de distribución hasta un 10%, razón suficiente para utilizarlos.

La planificación del sistema de distribución requiere en líneas generales

el cumplimiento de los siguientes requisitos mínimos: 1) Doble

alimentación para cada una de las cargas a alimentar. 2) Cumplimiento


52

de los requisitos electrotécnicos mínimos de caída de tensión. 3)

Adecuado dimensionamiento de líneas y transformadores evitando

sobrecargas o limitando éstas en caso de falta. El problema se complica

cuando los requisitos anteriores se desean cumplir minimizando los

costes de la inversión y operación. Esto implica, entre otras 6

cuestiones, dar respuesta a cuál debe ser el camino radial óptimo de

operación del sistema. Este problema, frecuentemente no lineal, es el

comúnmente denominado “reconfiguración de redes” y que ha sido y es

profundo objeto de estudio en el área. Una gran variedad de algoritmos

eficaces e innovadores han sido presentados para aplicaciones en la

planificación del sistema de distribución.

Una posible clasificación atiende al punto de partida de la red a diseñar.

Existen tres posibles necesidades: 1) Planificación de un nuevo sistema.

2) Expansión de un sistema ya existente. 3) Planificación de operación.

La planificación de un nuevo sistema requiere de una fuerte inversión,

pero en contra de lo que pueda parecer, es la planificación más fácil de

las tres. El planificador empieza desde cero y planifica un nuevo sistema

en una región dada. El principal reto de esta planificación es escoger el

mejor diseño dentro de los muchos tipos existentes.

Desafortunadamente este tipo de planificación es la menos habitual.

Mucho más común es la necesidad de expandir una red existente donde

lentamente ha ido creciendo la carga o aparecen nuevos consumidores y

se puede esperar una sobrecarga. Este tipo de planificación es más

complicado debido a dos razones: Primero que las nuevas rutas, las

nuevas ubicaciones de equipo y las actualizaciones del equipo, están

limitados por razones prácticas, operacionales, ambientales y sociales.

La segunda razón es que cuando se parte de un sistema ya existente las

opciones de actualización son muy variadas. Se han desarrollado varios

algoritmos para resolver problemas no-lineales en esta área. La

planificación operacional determina el patrón de configuración para la

operación de un sistema ya construido, con la finalidad de que el sistema

cumpla los requerimientos de caída de tensión y carga, mientras se

tienen las mínimas pérdidas. La tarea principal en este tipo de

planificación es minimizar las pérdidas cumpliendo las restricciones de


53

carga y operación. Los algoritmos de resolución del problema de la

planificación de redes de media tensión han de trabajar a sistemas de

muy elevada dimensión Reducir los costes es sin duda la principal

justificación para aplicar estos algoritmos, pero también, el reducir el

tiempo y el esfuerzo requerido para desarrollar un plan de distribución se

beneficia con la optimización.

CONCLUSIONES

El Plan estratégico Energético Nacional 2014-2025, elaborado por la Dirección

General de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía y Minas, estima que


54

dentro del periodo mencionado, el consumo de energía tenga un

comportamiento creciente en línea con el desempeño de la economía, - el Plan

contempla dos escenarios, uno bajo un crecimiento de 4.5% (Demanda de

9,500 MW) y otro de 6.5% (Demanda de 12,300 MW)-, el aumento de la

población y la ampliación de la cobertura energética. Asimismo, el crecimiento

se apoyará en la ejecución de proyectos mineros e industriales, además del

desarrollo de las principales ciudades del país.

En cuanto a las fuentes de generación se enfatiza la mayor producción

hidroeléctrica, resaltando la incorporación de 2,000 MW al 2018, los cuales se

encuentran en actual construcción, además de 1,200 MW entre los años 2020 y

2021. Así mismo se espera un incremento de la participación de fuentes de

energía renovables no convencionales, resaltando la realización de subastas, y

el mayor uso de gas natural para la generación térmica. La mayor participación

de la generación termoeléctrica con turbinas en ciclo simple de gas natural y

con centrales de ciclo combinado en el sur del país consolidará la

descentralización de la generación energética.

Por otro lado se buscará incrementar la eficiencia energética, traducido en una

mayor competitividad del sector, menores impactos ambientales y un mejor

acceso a la energía. Es de resaltar el énfasis en la reducción de costos y

gastos operativos, lo cual se logra reduciendo el consumo final de electricidad y

diesel, mediante el uso de tecnologías más eficientes. Asimismo, se espera

que Perú pueda convertirse en un Hub energético, y pueda luego de abastecer

la demanda interna, exportar energía. Esto se verá apoyado en los proyectos

de integración energética con Ecuador, Brasil, Colombia y Bolivia.

El Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN para el

periodo 2015-2024, evidencia que en el corto plazo (2015-2016), el sistema no

presenta restricciones de suministro de energía, basado en distintos escenarios

utilizados, se concluye que se presentarán sobrecargas en diversos sistemas

de transmisión a partir del 2020, por lo que la planificación en cuanto al sub

sector de transmisión es primordial, de lo contrario los costos marginales se

incrementarían considerablemente. En cuanto al sub sector de generación, es

de resaltar que hay proyectos de generación comprometidos sólo hasta el

2016, lo cual sumado al hecho de que se espera, dadas las elevadas razones

de crecimiento de la demanda, que dichos proyectos sean de gran envergadura


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y por lo tanto tengan procesos de maduración de alrededor de 7 años o más,

podría generarse un descalce entre la demanda oferta en el SEIN, lo que

conllevaría a altos precios de energía.

Bibliografía

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