Términos de Referencia - OSINERGMIN -GART€¦ · capacidad firme de una turbina a gas que opera utilizando petróleo Diesel 24, multiplicado por un factor que reconoce la reserva

GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

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Informe N° 068-2015-GART

Problemática de la Suficiencia y Adecuación de la Generación

Propuesta de Solución

Lima, febrero de 2015

Osinergmin Informe N° 068-2015-GART

Problemática de la Suficiencia y Adecuación de la Generación Propuesta de Solución

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Resumen Ejecutivo

Mediante Resolución Ministerial N° 177-2013-MEM/DM, se encargó a Osinergmin, conjuntamente con el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (“COES”), la revisión del procedimiento de reconocimiento y pago de la potencia firme, con la finalidad de proponer al Ministerio de Energía y Minas las mejoras normativas que se requieran para asegurar la disponibilidad de reserva en el sistema eléctrico.

En ese marco, Osinergmin dio ejecución al servicio de consultoría internacional “Reforzamiento del sistema de implementación de la planificación de la generación eléctrica”, como parte del Programa para la Gestión Eficiente y Sostenible de los Recursos Energéticos del Perú (PROSEMER) del Estado Peruano y ejecutado por el Ministerio de Economía y Finanzas, dentro del cual se incluyó el desarrollo de una propuesta de mejora del mecanismo actual de pago de potencia, con la finalidad de promover la inversión en generación eléctrica y materializar así un margen de reserva acorde con los planes energéticos.

En este sentido, en la actual etapa del referido servicio, se ha elaborado la propuesta normativa, la cual, se resume en lo siguiente:

I. Reducir el riesgo de los generadores que cuentan con contratos de venta electricidad, de no recibir el pago de la potencia firme en el mecanismo de transferencias de potencia. La propuesta permitirá un ingreso seguro por la potencia firme contratada.

II. Permitir un mercado de capacidad para la compra y venta de potencia firme de los generadores dentro de un mercado secundario organizado, para cumplir con sus compromisos de contractuales.

III. Establecer el mecanismo de previsión de las necesidades de nueva generación para asegurar en el mediano y largo plazo, el margen de reserva de responsabilidad de la demanda. Dicho mecanismo se implementará con las subastas de capacidad en el marco de la Ley N° 29970, sin afectar el marco legal vigente.



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ÍNDICE

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................ 4

2. CONCEPTOS BÁSICOS ........................................................................................................................... 13

2.1. SUFICIENCIA DE GENERACIÓN ............................................................................................................... 13 2.2. ADECUACIÓN DE LA GENERACIÓN ........................................................................................................ 14 2.3. POTENCIA FIRME Y ENERGÍA FIRME...................................................................................................... 15

2.3.1. Potencia Firme .............................................................................................................. 15 2.3.2. Energía Firme ............................................................................................................... 18

2.4. UNIDADES DE GENERACIÓN COMO OPCIONES REALES ......................................................................... 18

3. MODELO DE DESARROLLO DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA ............................................... 20

3.1. COMERCIALIZACIÓN DE POTENCIA FIRME Y ENERGÍA FIRME ............................................................... 20 3.2. LICITACIONES EN EL MARCO DE LA LEY N° 28832 ................................................................................ 23 3.3. LICITACIONES EN EL MARCO DEL DECRETO DE URGENCIA N° 032-2010 .............................................. 24 3.4. LICITACIONES EN EL MARCO DEL DECRETO SUPREMO N° 001-2010-EM .............................................. 25 3.5. CONTRATACIONES EN EL MARCO DEL DECRETO DE URGENCIA N° 037-2008 ....................................... 27 3.6. SUBASTAS EN EL MARCO DEL DECRETO LEGISLATIVO N° 1002 ............................................................ 27 3.7. SUBASTAS DE CAPACIDAD DE GENERACIÓN EN EL MARCO DE LA LEY N° 29970 .................................. 28 3.8. CONCLUSIÓN ......................................................................................................................................... 30

4. ESTUDIOS PREVIOS REALIZADOS SOBRE LA SUFICIENCIA DE GENERACIÓN ................. 31

4.1. PAYMENT FOR GENERATING CAPACITY IN PERU ................................................................................... 31 4.2. PAGOS DE POTENCIA EN EL MARCO REGULATORIO DEL MERCADO ELÉCTRICO DEL PERÚ ................... 33 4.3. ANÁLISIS DE MECANISMOS DE INCENTIVOS PARA LA CONTRATACIÓN GENERACIÓN-DISTRIBUIDOR ... 34 4.4. COMENTARIOS AL LIBRO BLANCO ........................................................................................................ 35 4.5. PROPUESTA DE QUANTUM PARA UN NUEVO MECANISMO DE REMUNERACIÓN DE LA CAPACIDAD ....... 36 4.6. CONCLUSIÓN ......................................................................................................................................... 36

5. PROPUESTA DEL ESTUDIO REALIZADO CON AF MERCADOS EMI – DELOITTE &

TOUCHE S.R.L. .................................................................................................................................................. 39

5.1. ENFOQUE PARA ALCANZAR LOS REQUERIMIENTOS DE POTENCIA FIRME ............................................... 39 5.1.1. Los conceptos básicos .................................................................................................. 39 5.1.2. Obligación de la demanda de estar cubierta con Potencia Firme ................................. 40 5.1.3. Cobertura a través de contratos .................................................................................... 40 5.1.4. Cobertura en un mercado de Potencia Firme ................................................................ 41 5.1.5. Adaptación del Método Actual ..................................................................................... 44 5.1.6. Alternativas de diseño del mercado de Potencia Firme ................................................ 44 5.1.7. Resumen ....................................................................................................................... 51 5.1.8. Contraprestación de los Generadores ........................................................................... 52 5.1.9. Relación con las Experiencias Internacionales ............................................................. 54

6. PROPUESTA DE MECANISMO DE RECONOCIMIENTO Y PAGO DE LA POTENCIA FIRME56

6.1. CONCEPTUALIZACIÓN DE LA PROPUESTA .............................................................................................. 56 6.2. APLICACIÓN DE LA PROPUESTA ............................................................................................................. 57

6.2.1. Reglamento de la LCE .................................................................................................. 58 6.2.2. Propuesta de Mecanismo de Reconocimiento y Pago de Potencia ............................... 58

7. PRÓXIMOS PASOS ................................................................................................................................... 64



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1. Introducción

Actualmente, el Perú cuenta con un Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que se extiende desde Tumbes en el Norte hasta Tacna en el Sur (3000 kms). Dicho sistema conecta diferentes centrales de generación eléctrica mediante líneas de transmisión de 500 kV, 220 kV y 138 kV para atender una máxima demanda esperada de 6 000 MW para el año 2015

De acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844, el desarrollo de la generación eléctrica responde a las iniciativas de los inversionistas en generación. Este modelo supone que las decisiones privadas de inversión se darán considerando las señales de los costos marginales de corto plazo del sistema por la energía y del denominado Precio Básico de Potencia.

Los costos marginales1 son determinados por el COES como una consecuencia del despacho económico que éste coordina2. Estos costos son obtenidos considerando los costos variables auditados, a partir de la remisión de los comprobantes de compra de combustibles, y de la declaración de precios en boca de pozo más los costos regulados de transporte y distribución de gas natural, dependiendo del combustible que utilice la central de generación.

Asimismo, debido a que la participación de las centrales hidroeléctricas en la producción anual de energía está en el orden del 50%, los costos marginales presentan estacionalidad y son sensibles a la afluencia hidrológica.

1 Es el costo de producir una unidad adicional de electricidad en cualquier barra del sistema de generación-

transporte. Éste varía por barra o nodo. 2 El modelo de mercado eléctrico mayorista es el Power Pool. Además de los costos marginales de energía

existen pagos colaterales que reconocen los costos de arranque, operación en mínima carga, operación por compensación reactiva, etc. Se diferencia del modelo Power Exchange, en el cual no existen pagos colaterales debido a que los precios de energía son ofertas que internalizan además de los costos marginales de operación, los valores esperados de los costos antes mencionados.



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La figura siguiente muestra la evolución de los costos marginales promedio mensuales en la Barra Santa Rosa 220 kV (Lima), en Dólares Americanos corrientes3.

Figura 1.1

De otro lado, el Precio Básico de Potencia se obtiene como el costo de inversión y costos fijos de operación y mantenimiento por unidad de capacidad firme de una turbina a gas que opera utilizando petróleo Diesel 24, multiplicado por un factor que reconoce la reserva de potencia que en el largo plazo se considera necesaria para el sistema.

Cabe señalar que el tamaño de la referida turbina ha venido siendo ajustado al crecimiento del sistema. Hasta el año 2004, el Precio Básico de Potencia se calculaba semestralmente; sin embargo, a partir del año 2005 el cálculo se efectúa con una frecuencia anual.

Entre periodos de cálculo, el Precio Básico de Potencia se actualiza considerando las variaciones del tipo de cambio (Nuevos Soles por US$) y del Índice de Precios al Por Mayor en moneda nacional.

Cabe señalar que los ingresos monetarios de una unidad de generación (carente de contratos de compra-venta de electricidad) se encuentran en función de la valorización de su energía generada al costo marginal y de su Potencia Firme valorizada con el Precio Básico de Potencia5.

Como consecuencia del actual modelo, la evolución de la oferta versus la demanda eléctrica se puede apreciar en la Figura 1.2. En dicha figura, se

3 Cabe indicar que a partir de enero de 2009 los costos marginales no representan los costos marginales

reales, debido a lo dispuesto por el Decreto de Urgencia N° 049-2008, cuyo Artículo 1° señala que los costos marginales de corto plazo del SEIN se determinarán considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad. La vigencia de la disposición normativa culmina el 31 de diciembre de 2016.

4 El costo operativo es pagado en el Mercado de Corto Plazo cuando la unidad es llamada por el COES a

producir energía. 5 Como se observa en la Figura 1.1, los ingresos de una unidad de generación sin contratos de compra-

venta de electricidad dependen de la volatilidad del costo marginal, las empresas de generación eléctrica tienden a suscribir contratos con la finalidad de reducirla.



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incluye además el evolución de la oferta y la demanda desde el año 2000 hasta el año 2014.

Figura 1.2

Nota: La oferta corresponde a la potencia efectiva de las unidades generación y la demanda a la máxima demanda anual

Sobre el particular, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) fija cada cuatro años el margen de reserva que considera apropiado para efectos de mantener la confiabilidad adecuada en la provisión de electricidad.

En la Figura 1.3 se muestra la evolución del margen de reserva efectivo aprobado por el MINEM para el SEIN, sobre la base del Decreto Supremo N° 016-2000-EM y Resoluciones Ministeriales N° 191-2004-MEM/DM, 202-2008-MEM/DM y 209-2012-MEM/DM. En la mencionada figura se observa que entre los años 2004 y 2008, el crecimiento de la oferta como resultado del actual modelo fue insuficiente respecto de las cantidades que el MINEM determinó como necesarias.

Atendiendo al incremento imprevisto de los costos marginales del año 2004, mediante Ley N° 28447 se ordenó la creación de una comisión integrada por el MINEM y Osinergmin cuyo trabajo condujo a la expedición de la Ley N° 28832, la cual introdujo reformas en la legislación sectorial, a efectos de corregir la influencia de los precios regulados (entre estos el Precio Básico de Potencia), los cuales, no habrían estado dando las suficientes señales y su determinación estaría sujeta a constante conflicto6.

6 “Los esfuerzos realizados por hacer más predecibles los precios mediante la mejora de la especificación

administrativa (mayor regulación) para la determinación de los precios sólo han conducido al incremento de los elementos de discusión. Dada la necesidad de efectuar pronósticos que afectan directamente la determinación de los precios no parece que esta situación se pueda mejorar mediante la incorporación de más reglamentación para efectuar las predicciones. Después de la debida reflexión sobre la problemática, se ha concluido que la mejor manera de enfrentar el problema del precio justo es mediante la introducción



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Figura 1.3

Nota: La reserva real es la diferencia de la oferta y demanda, dividida entre la demanda, expresada de manera porcentual. La reserva requerida es la fijada por el Ministerio de Energía y Minas.

Por esta razón, las modificaciones introducidas mediante la Ley N° 28832, buscaron promover el ingreso de nuevas unidades de generación eléctrica para asegurar la provisión de energía a los Usuarios Regulados, mediante un sistema de licitaciones de suministro con anticipación mínima de tres años.

más decidida de la competencia en la formación de los precios de generación.” [Libro Blanco que elaboró

en el año 2005 la Comisión MINEM-OSINERG creada por Ley N° 28447, páginas 30 y 31]

“Si las tarifas determinadas por el Regulador son insuficientes dado el nivel de riesgo existente en el sistema, el equilibrio debe reestablecerse recurriendo a un proceso que recoja las señales del mercado en condiciones de competencia. Por este motivo, antes que insistir en demostrar que las premisas del cálculo efectuado por el OSINERG son las más adecuadas, resulta mejor y más eficaz recurrir a un proceso de competencia por el mercado, creando las condiciones para que la demanda se convierta en una demanda disputable. Esto último se puede lograr si se efectúan licitaciones para su abastecimiento con suficiente anticipación, digamos con un adelanto de tres años, de tal modo que se permita el ingreso de generadores con unidades nuevas.” [Libro Blanco que elaboró en el año 2005 la Comisión MINEM-OSINERG creada por Ley N° 28447, página 40]

http://www2.osinerg.gob.pe/Novedades/Volumen%202%20-%20Libro%20Blanco.pdf

http://www2.osinerg.gob.pe/Novedades/Volumen%202%20-%20Libro%20Blanco.pdf



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Las decisiones de inversión en nueva generación eléctrica se mantienen bajo el modelo descentralizado; debiendo por ello, garantizar con suficiente anticipación la disponibilidad de transmisión para inyectar la energía generada por las nuevas centrales eléctricas, cuya ubicación y magnitud son desconocidas7.

Cabe señalar que la Ley N° 28832 estableció para sus primeros tres años de vigencia que las licitaciones podían convocarse por excepción con menos de tres años de anticipación y por plazos contractuales de hasta cinco años.

Es recién a partir del año 2009, que se iniciaron las convocatorias a licitación para promover inversión en nueva generación eléctrica, asegurando luego de culminado los procesos de licitación, inversiones por 1 900 MW mediante los proyectos de generación con fechas de ingreso previstas para los años 2013 y 20148.

No obstante, como muestra la Figura 1.2, el crecimiento de la demanda total (Usuarios Regulados y Usuarios Libres) del 2009 al 2014 implicó alrededor de 2 500 MW (sin considerar la reserva), lo que supone un déficit de nueva capacidad que no pudo ser cubierto por el mecanismo de licitaciones, debido a que éste, se enfoca única y exclusivamente en la demanda destinada a los Usuarios Regulados, sin asegurar efectivamente el respectivo margen de reserva.

Es de tomar en cuenta que la problemática de la insuficiencia de generación para mantener la confiabilidad del SEIN, se incrementa debido al ingreso de algunas centrales de generación basadas en Recursos Energéticos Renovables (RER), cuya tecnología se caracteriza por una alta variabilidad en la disponibilidad del recurso, y por tanto generan un efecto neto de incrementar la variabilidad natural de la demanda eléctrica, por lo que se debe recurrir a mayor reserva confiable9.

Asimismo desde el año 2004, en que se puso en servicio el ducto de transporte del Gas de Camisea hacia Lima, la generación eléctrica que hace uso de dicho recurso se ha venido incrementando de forma sostenida hasta representar alrededor del 50% de la oferta de generación existente.

En este sentido, si bien la confiabilidad del sistema no se afecta de manera significativa, debido a la baja probabilidad de indisponibilidad del ducto de Camisea, dicho evento supone un muy alto costo para el sistema10. Por tal motivo, se expidió el Decreto Legislativo N° 1041 que estableció un incentivo

7 En este sentido, solo se estableció que el desarrollo del sistema de transmisión estará sujeto a una

planificación por parte del Operador del Sistema (COES), cuya propuesta es aprobada por el Ministerio de Energía y Minas con la opinión previa de OSINERGMIN.

8 Generación hidroeléctrica Machu Picchu II (100 MW), Quitaracsa (112 MW) y Cerro del Aguila (400 MW),

así como generación termoeléctrica a gas natural con el proyecto de Termochilca (197 MW), las turbinas de vapor de los ciclos combinados de Kallpa (280 MW) y Chilca (290 MW), y el proyecto de Fénix (521 MW). http://www2.osinerg.gob.pe/Concursos/LicitacionPublica/LineamientosGenerales.htm

9 Por esta razón en un inicio se estableció que para las centrales RER que utilizan tecnología eólica, solar o

mareomotriz, la Potencia Firme es igual a cero. Sin embargo, posteriormente esto fue modificado, estando a la fecha pendiente la actualización de los procedimientos técnicos del COES que regulan su cálculo.

10 Un análisis y propuestas de cómo enfrentar este evento se hallan en el Documento de Trabajo N° 01-

2007-GART/DGT: Riesgo de Indisponibilidad del Ducto de Camisea en el Sector Eléctrico, http://www2.osinerg.gob.pe/Publicaciones/pdf/DocTrabajo/DT-01-2007-GART-DGT.pdf

http://www2.osinerg.gob.pe/Concursos/LicitacionPublica/LineamientosGenerales.htm

http://www2.osinerg.gob.pe/Publicaciones/pdf/DocTrabajo/DT-01-2007-GART-DGT.pdf



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complementario al Precio Básico de Potencia destinado a aquellas centrales de generación que operen con gas natural y que tengan equipos o instalaciones que permitan la operación alternativa de su central con otro combustible; conocida como Generación Dual.

De otro lado, en vista que el margen de reserva real del sistema se encontró por debajo del adecuado, el año 2008 se expidió el Decreto de Urgencia N° 037-2008, por el cual se facultó al Ministerio de Energía y Minas a declarar situaciones de restricción temporal de generación, para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica en el SEIN. Al amparo de esta norma desde el año 2009 hasta la fecha se ha solicitado la contratación de generación de emergencia con la finalidad de resolver la falta de una adecuada reserva en ciertas áreas operativas del SEIN.

Asimismo, en el año 2009 mediante Decreto de Urgencia N° 121-2009 se estableció como prioridad promover la inversión en 600 MW de Reserva Fría de Generación11 como medida excepcional para mantener la suficiente generación para atender el crecimiento de los años siguientes. No obstante tratarse de una medida excepcional, posteriormente el año 2010 mediante Decreto Supremo N° 001-2010-EM y el año 2011 con Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM se establece como permanente la posibilidad de promover la inversión en Reserva Fría, asimilando este tipo de generación dentro de los alcances del Decreto Legislativo N° 1041.

En el año 2010 mediante Decreto de Urgencia N° 032-2010, se precisó que a través el MINEM, puede canalizarse de forma razonable y eficiente la ejecución de proyectos de electricidad garantizando la ejecución de infraestructura de generación con fuente diversa y eficiente, a fin que los estimados de oferta y demanda energética sean dimensionados a niveles acordes con los requerimientos del mercado, el Estado dispuso como urgente y de interés nacional dictar medidas extraordinarias, temporales, de carácter económico y financiero que permitan mantener el dinamismo de la economía en materia de inversión mediante la ejecución de proyectos de electricidad, con la finalidad de dar un tratamiento urgente a dicha problemática12.

De este modo, se expidió la Resolución Ministerial Nº 564-2010-MEM/DM y los Decretos Supremos N° 003-2011-EM y 008-2011-EM, disponiendo que hasta el 31 de diciembre de 2012, PROINVERSION lleve a cabo las licitaciones a que se refiere la Ley N° 28832 haciendo uso de las normas que regulan su función de promoción de inversión privada, pudiendo la potencia y energía ser adquirida por un comercializador quién cobrará un adicional de 1% por encima del precio que se transferiría a los Usuarios Regulados si la licitación se efectuará conforme a lo establecido en la Ley N° 28832.

Asimismo, en el año 2010, el MINEM solicitó el inicio del proceso para la puesta en operación comercial a partir del año 2015 de generación hidroeléctrica por 500 MW de potencia instalada, a razón del incremento de la demanda y que el incremento de la oferta de generación se venía dando casi

11

Generación prevista para operar como reserva en el sistema y que se espera se utilice para producir energía sólo en casos excepcionales, debiendo estar la mayor parte del tiempo solo en espera de una emergencia. Constituye una manera de afianzar la suficiencia de generación por intervención directa del Estado.

12 Exposición de motivos del Decreto de Urgencia N° 032-2010.



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en su totalidad por centrales de generación termoeléctrica y la conveniencia de diversificar la matriz energética13.

Bajo este esquema, en el año 2011 se llevó adelante la “Licitación Pública Internacional para promover la Inversión Privada en el Proyecto: Energía de Centrales Hidroeléctricas”, obteniéndose la adjudicación del 544 MW14, conforme se presenta en la siguiente figura.

Figura 1.4

Adjudicación de proyectos de centrales hidroeléctricas

De otro lado, a fines de diciembre de 2012 se expidió la Ley N° 29970, Ley que Afianza la Seguridad Energética, que establece que el MINEM define las políticas, acciones y carteras de proyectos para incrementar la seguridad en el suministro de energía; debiendo establecer la forma y oportunidad en que los usuarios del sistema energético pagarán por los proyectos definidos.

En el marco de esta ley, mediante Decreto Supremo N° 038-2013-EM se establecieron disposiciones para incrementar la capacidad mediante subastas de capacidad de generación conducidas por PROINVERSION para efectos de lograr un margen de reserva necesario para afianzar la seguridad energética. Al amparo de esta norma y su ley marco se solicitó la contratación de generación de reserva bajo la denominación de Nodo Energético del Sur.

Cabe mencionar, que a través de PROINVERSION, se han realizado concursos por Reserva Fría adicionales a los inicialmente previstos; resultando que cada central de generación cuenta con un régimen legal distinto y a la vez distinto de la Generación Dual a que se refiere el Decreto Legislativo N° 1041.

Asimismo, se ha realizado el concurso por 1000 MW para el Nodo Energético del Sur que a su vez cuenta con su propio régimen legal.

13

Ver la “Modificación del Plan de Promoción de la Inversión Privada, Proyecto: Energía de Centrales Hidroeléctricas” del 10 de junio de 2010. Comité de PROINVERSIÓN en Proyectos de Telecomunicaciones, Energía e Hidrocarburos.

http://www.proinversion.gob.pe/RepositorioAPS/0/0/JER/CENTRALESHIDROELECTRICAS2010_DOCS_PLAN/Modificacion%20del%20Plan%20de%20Promocion%20-%20Energia%20de%20CH%20(loc%2021-06-10).pdf

14

Como resultado, se estableció a Electroperú S.A. como comercializador, quien adquirió contratos por 544 MW de electricidad con una obligación de pago de energía equivalente a un factor de carga de 70%.






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Como consecuencia de estas medidas, de contratación de generación de emergencia como de Reserva Fría y del Nodo Energético del Sur, el margen de reserva esperado en el sistema15 se ha modificado conforme se muestra en las Figuras 1.5 y 1.6.

Sobre el particular, si bien esta nueva generación es necesaria, pues ubica la reserva real por encima de lo previsto por el MINEM, se ha demostrado la inconveniencia de generar marcos legales diferenciados, en un segmento que de acuerdo con la Ley se presta en régimen de competencia16. A la vez, el reconocimiento de costos de la generación de emergencia ha motivado conflictos, pendientes de decisión.

Figura 1.5

Nota: La reserva real es la diferencia de la oferta y demanda, dividida entre la demanda, expresada de manera porcentual. La reserva requerida es la fijada por el Ministerio de Energía y Minas.

15

De acuerdo con la propuesta de precios en barra realizado por el Subcomité de Generadores del COES para el proceso de fijación de mayo 2015 – abril 2016.

16 El Comité de Operación Económica del Sistema ha manifestado su preocupación en su Carta COES/D-

335-2012.



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Figura 1.6

Nota: La oferta corresponde a la potencia efectiva de las unidades generación y la demanda a la máxima demanda anual

En conclusión, si bien, debido a la falta de inversión oportuna en generación eléctrica se modificó en el año 2006 el marco legal originalmente previsto en la Ley de Concesiones Eléctricas; a la fecha, dicha modificación sólo asegura la cobertura mediante contratos de la demanda de los Usuarios Regulados mas no de toda la demanda del SEIN, a la vez que sus resultados recién se podrán observar a partir del año 2014 en adelante.

Asimismo, se han dictado medidas de emergencia para contratar Reserva Fría y para diversificar la matriz de producción de electricidad mediante la modificación del esquema de contrataciones introducido mediante la Ley N° 28832 con la finalidad de atender las expectativas de un crecimiento acelerado de la demanda eléctrica en el corto plazo y reducir la exposición del sistema a la provisión desde una fuente de suministro preponderante.

Así también, bajo el argumento de garantizar la seguridad energética se ha dictado la Ley N° 29970 bajo el cual se ha realizado el Concurso Público Internacional para Promover la Inversión Privada en el Proyecto “Nodo Energético en el Sur del Perú”, adjudicándose 1 000 MW; así mismo a la fecha se ha iniciado el proceso de Licitación Pública Internacional del Proyecto: “Suministro de Energía de Nuevas Centrales Hidroeléctricas”, que prevé adjudicar 1 200 MW en proyectos hidroeléctricos.

Es decir, todo ello, reconoce la necesidad de afrontar la problemática de la suficiencia de generación y de la adecuación de la generación; entendiéndose la primera como contar con la suficiente potencia instalada que garantice una reserva que dote de una cierta confiabilidad al SEIN, mientras la segunda se debe entender como que la generación que se instale se adecúe a los lineamientos de la política energética nacional.

En este sentido, en el presente informe, se discuten las alternativas actualmente adoptadas y a la vez se propone una alternativa de solución de largo plazo que permita aprovechar los mecanismos de mercado ya existentes para la resolver la problemática de suficiencia y adecuación, de manera armonizada y ordenada.



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2. Conceptos Básicos

2.1. Suficiencia de Generación La suficiencia de generación generalmente implica dos aspectos: i) que se tenga permanentemente la suficiente oferta de capacidad en Megavatios (MW) instalados para satisfacer la demanda esperada de electricidad, y ii) que este abastecimiento obedezca a un determinado nivel de probabilidad certeza (confiabilidad)17.

Esta generación suficiente, en términos del modelo de competencia perfecta, se debería revelar mediante la interacción de los compradores y vendedores, cuando los mismos lleguen al precio de equilibrio que represente el costo marginal de proveer electricidad adicional con el nivel de confiabilidad requerido por los usuarios del servicio eléctrico18.

Al respecto, la validez de dicho modelo se relaciona con el razonable cumplimiento de los supuestos que lo soportan. Dicho de otro modo, el grado de incumplimiento de los supuestos limitará la aplicación del modelo.

Así, el supuesto fundamental para conocer si un mercado competitivo proveerá suficiente generación eléctrica, consiste en que la potencia instalada (MW) es o está próxima a ser un "bien privado", el cual debe entenderse fundamentalmente como un bien que se puede restringir su acceso a quien no pague para hacer uso del mismo. No obstante, en el caso de la electricidad esta posibilidad de exclusión no existe o es extremadamente costosa de implementar con la tecnología actual, pues no hay forma de que la

17

Referente a este tema vale la pena citar el texto contenido en las páginas 27 y 28 del Libro Blanco que elaboró en el año 2005 la Comisión MINEM-OSINERG creada por Ley N° 28447 “… la reserva de potencia del sistema no es una medida adecuada para determinar la seguridad del abastecimiento y que debe ponerse atención especial a la reserva de energía, mediante disposiciones que permitan verificar la exigencia de que los generadores no pueden contratar más allá que su energía firme”. Esto por cuanto la

disponibilidad de energía es un elemento indispensable para permitir conocer cuan confiable será el abastecimiento provisto con la potencia de la central de generación eléctrica.

18 Por ejemplo, que no se satisfaga toda la demanda del cliente una de cada cien veces o en un día cada

cien años.



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unidad de potencia instalada no beneficie a todos los usuarios del sistema eléctrico.

En este caso, el aseguramiento de la suficiencia de generación puede ser organizado de manera centralizada o también de manera descentralizada, como se estableció en el modelo de decisión de inversión descentralizada previsto en la Ley de Concesiones Eléctricas bajo el supuesto de que existe un mercado competitivo y la obligación de toda la demanda (Usuarios Regulados y Libres) de contratar con la debida anticipación.

Este hecho no es nuevo y ha sido enunciado desde algunos años atrás por la comunidad de expertos y ha motivado reformas como el sistema de “Cargo por Confiabilidad” adoptado en Colombia desde el año 2006, o el sistema “Mercado de Capacidad Anticipada” en Estados Unidos de América desde el año 2009; ambas se resumen en la sustitución de la demanda individual de cada usuario del servicio eléctrico por una demanda agregada bajo la responsabilidad de un planificador centralizado que los representa19, el cual mediante proceso de licitación pública asegura en nombre de los usuarios del sistema que se instale la generación nueva que se ha determinado como necesaria para atender permanentemente la demanda eléctrica con un cierto nivel de confiabilidad.

2.2. Adecuación de la Generación La Suficiencia de Generación y la Adecuación de la Generación, son conceptos materia de preocupación por parte de los operadores de la política energética. Así, la generación eléctrica en un sistema debe ser suficiente y adecuada. Es adecuada, cuando la potencia instalada responde a los lineamientos de política del sistema al cual sirve. Entonces, un sistema suficiente puede ser no adecuado si no responde a los objetivos de política del Estado.

Por lo general la adecuación de la generación se ha venido interpretando en términos económicos exclusivamente, por lo que un sistema adecuado ha venido entendiéndose como aquél cuya combinación de tecnologías de generación sirve a la demanda al mínimo costo, siendo que la iniciativa privada de inversión debiera resolver este problema. No obstante, este entendimiento es incompleto, pues los aspectos que condicionan el desarrollo de un sistema eléctrico normalmente sirven a múltiples objetivos y no sólo a la inversión más económica para cada agente que opera en el mercado; objetivos que a veces pueden resultar contrapuestos, y requieren de soluciones de compromiso.

De este modo, por ejemplo, si se toma en cuenta la Política Energética 2010-2040, aprobada por Decreto supremo N° 064-2010-EM del MINEM, advertimos que los aspectos que definen la adecuación de la generación eléctrica serían los siguientes (cuyo orden no determina prioridad):

1. Diversificación de fuentes energéticas.

19

En ambos casos la planificación de las necesidades de inversión en generación eléctrica no se entiende como en conflicto con la liberalización de la actividad eléctrica, sino que por el contrario se halla completamente justificada como consecuencia de las limitaciones tecnológicas actuales.

http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/DGEE/eficiencia%20energetica/Normativa/Generales/DS%20064-2010-EM.pdf

http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/DGEE/eficiencia%20energetica/Normativa/Generales/DS%20064-2010-EM.pdf



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2. Uso de fuentes renovables de energía.

3. Priorización de la hidroelectricidad como base para la generación eléctrica nacional.

4. Suficiencia en el abastecimiento (o suficiente generación).

5. Utilizar los recursos energéticos disponibles en las regiones del país.

6. Producir mínimo impacto ambiental.

7. Reducir emisiones de carbono.

8. Uso de gas natural en generación eléctrica eficiente.

9. Integración con sistemas eléctricos de otros países.

10. Minimizar la concentración del mercado eléctrico

11. Contar con mayor eficiencia en la producción.

Como puede observarse, la adecuación del sistema eléctrico peruano no se debe medir únicamente en términos de costos de inversión y producción de los agentes que actúan en el mercado eléctrico, sino además en términos de lograr a la vez los once (11) puntos señalados. Luego, el dimensionamiento económico del inversionista, se debe sujetar a las restricciones que impongan las políticas y objetivos de Estado.

Asimismo, nótese, que el concepto de adecuación en términos de la Política Energética 2010-2040 es más amplio que el de suficiencia, pues incorpora dicha cualidad como un elemento de juicio más para definir aquello que se considera adecuado para el caso del sistema peruano.

Teniendo claro este concepto, es de apreciar que el logro de la generación adecuada no es simple y de hecho el estudio de las medidas de política asociadas, es uno de los objetos de estudio por parte de las instituciones reguladoras y de la comunidad académica. No obstante, lo que sí se tiene es una idea razonablemente certera de ‘cómo no se logra’; por ejemplo, no se logra dejando que las decisiones sean tomadas de manera descentralizada por los inversionistas en generación eléctrica20.

2.3. Potencia Firme y Energía Firme

2.3.1. Potencia Firme

De acuerdo con la legislación vigente21, la Potencia Firme es la potencia que puede suministrar cada unidad de generación con alta seguridad de acuerdo a lo definido el Reglamento de la LCE. En el caso de las centrales hidroeléctricas, se establece que la Potencia Firme se determina con una afluencia hídrica que corresponde a una probabilidad de excedencia de noventa y cinco por ciento (95%); mientras que en el caso de las centrales

20

Esto no debe interpretarse como una justificación para eliminar la iniciativa privada, sino un llamado a que el Estado cumpla un rol de coordinación y seguimiento del sector energía mayor al hasta ahora realizado, valiéndose para ello de los diferentes instrumentos a su alcance.

21 Definición 12 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas.



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térmicas, la Potencia Firme debe considerar los factores de indisponibilidad programada y fortuita.

Al respecto, el Reglamento de la LCE22 establece que la Potencia Firme de las unidades térmicas es igual al producto de su potencia efectiva y su Factor de Indisponibilidad Fortuita; para el caso de las centrales hidroeléctricas, la Potencia Firme se determina como el producto de su Potencia Garantizada y su denominado “factor de presencia”;

Para el caso de centrales de cogeneración, según su Reglamento aprobado con Decreto Supremo N° 037-2006-EM, se determina como el promedio de las potencias medidas en bornes de las unidades de generación eléctrica durante el mes de evaluación.

Todas estas variables para obtener la Potencia Firme se determinan con mediciones directas o estimaciones a partir de información disponible. El detalle para la determinación de la Potencia Firme se halla en el Procedimiento Técnico N° 26 del COES.

El Procedimiento N° 26 del COES establece un mecanismo para que en caso la suma de las Potencias Firmes de las unidades de generación sea inferior a la máxima demanda del sistema, se podrá incrementar la Potencia Firme calculada para cada unidad hasta el límite de su potencia efectiva de modo que la Potencia Firme del total de unidades de generación iguale a la máxima demanda. En este caso, se incrementa primero la potencia hidroeléctrica y luego la termoeléctrica.

Como puede observarse, la normatividad vigente permite que la Potencia Firme sea un concepto altamente flexible, de modo que lo reconocido como Potencia Firme de una unidad de generación puede variar mensualmente, y en términos prácticos, al poder ser incrementada por el COES, esto no permite conocer la escasez en el sistema de suficiente capacidad para enfrentar el abastecimiento de la máxima demanda con un nivel de confiabilidad aceptable.

Actualmente, este mecanismo resulta inadecuado, si se toma en cuenta que de acuerdo con la Ley N° 28832 (y lo previsto en la LCE), los contratos de venta de electricidad deben estar respaldados por una verdadera Potencia Firme. Asimismo, para el caso de los contratos de venta de electricidad con Usuarios Libres, en un 80% los plazos son menores de 5 años, mientras para el suministro de Usuarios Regulados como resultado de licitaciones de largo plazo los contratos en más del 70% tienen plazos de 10 o 12 años, conforme se observa en las figuras siguientes. Esto es, no es posible verificar y validar la obligación cuando la Potencia Firme puede cambiar en cualquier momento a voluntad23.

22

Artículo 110° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. 23

En las páginas 81 y 82 del Libro Blanco, que constituye la motivación de la Ley N° 28832, se discute este problema.



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Figura 2.1

Figura 2.2

Por esta razón es necesario utilizar una definición clara de Potencia Firme, debiendo tomar en cuenta la conveniencia del concepto contenido en el glosario de términos, publicado por la U.S. Energy Information Administration:

“Firm Power: Power or power-producing capacity intended to be available at all times during the period covered by a guaranteed commitment to deliver, even under adverse conditions.

[Potencia Firme: Potencia o capacidad de producir potencia destinada a estar disponible en todo momento durante el periodo cubierto por una obligación garantizada de entrega, inclusive ante condiciones adversas.]”24

24

http://www.eia.gov/cneaf/electricity/page/glossary.html

http://www.eia.gov/cneaf/electricity/page/glossary.html



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Como puede observarse esta definición se refiere a un producto concreto y goza de características verificables.

2.3.2. Energía Firme

La legislación vigente25 dispone que la Energía Firme es la máxima producción esperada de energía eléctrica determinada para una afluencia hídrica con una probabilidad de excedencia de noventa y cinco por ciento (95%) para las unidades de generación hidroeléctrica y, de indisponibilidad programada y fortuita para las unidades de generación térmica.

Al respecto el Reglamento de la LCE26 establece que en caso la suma Total de la Energía Firme de todos los integrantes sea inferior al consumo previsto de energía del año de evaluación, se procederá a disminuir, en forma secuencial, la probabilidad de excedencia hidráulica y los factores de indisponibilidad hasta igualar la Energía Firme con dicho consumo. El detalle para la determinación de la Energía Firme se encuentra en el Procedimiento COES PR-13.

Al igual que la Potencia Firme el concepto de Energía Firme es elástico e impreciso, por tanto, no permite verificar el cumplimiento de la obligación prevista en la normativa, referida a que los contratos se respalden en energía firme, ni conocer si el sistema se encuentra expuesto a un déficit de energía.

2.4. Unidades de Generación como Opciones Reales Un tema importante en la discusión del desarrollo del sector eléctrico se centra en comprender que las unidades de generación se constituyen en opciones reales que producen efectos similares que las opciones financieras de compra (“call options”); de modo que la unidad de generación evita al generador exponerse, en el mercado de oportunidad, a precios superiores a su costo de producción.

Es decir, si el generador tiene un contrato de venta de electricidad, mientras el precio del mercado de oportunidad se encuentre por debajo del costo de producción, el generador no ejecutara la opción (que equivale a poner en funcionamiento la unidad), y por el contrario cuando este precio lo supere ejecutará la opción (que equivale a decir que producirá su propia energía).

El valor de esta opción es el costo evitado de la energía que tendría que adquirir el generador de no poseer la unidad de generación (área achurada en la Figura 2.3.); en tanto su costo es el costo de inversión en la misma.

Como consecuencia, la decisión de invertir en una unidad de generación como una opción real sólo se producirá si el valor de la misma supera al costo de inversión.

25

Definición 6 del Anexo de la Ley de Concesiones Eléctricas. 26

Artículo 103° del Reglamento de la LCE.



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Figura 2.3

Esta es una forma alternativa de ver la motivación “tradicional” para decidir la inversión en generación por unidad, que vincula los excedentes generados al vender electricidad en el mercado de oportunidad (igual al área achurada de la Figura 2.3) con el costo de inversión.

Cabe indicar que, en el caso peruano, el precio del mercado de corto plazo no puede incrementarse indefinidamente, sino que la LCE establece que no puede superar el denomina “costo de racionamiento”27. De este modo la Figura 2.3 se modifica como se muestra en la Figura 2.4.

Figura 2.4

En este caso, existiría una pérdida en el valor en la opción igual a la zona mostrada en círculo en la Figura 2.3., si es que no fuese compensada con un pago adicional equivalente cuando menos a dicha pérdida.

El pago adicional en el caso peruano se denomina Pago por Potencia, el cual se asigna a las unidades de generación en proporción a su Potencia Firme y siempre que, al ordenarlas por sus costos de producción se encuentren por debajo de la máxima demanda más el margen de reserva establecido por el MINEM.

En tal contexto, dado que el Pago por Potencia equivale al costo de inversión en una central eléctrica de alto costo de producción (“unidad de punta”), el precio límite en el mercado de oportunidad debiera ser igual a dicho costo. No obstante, como se indica en el Capítulo 4 del presente informe, asumir como válido ese precio límite no es lo más apropiado en un mercado con acceso abierto.

27

De acuerdo con la Definición 3, del Anexo de la LCE: “Es el costo promedio incurrido por los usuarios, al no disponer energía, y tener que obtenerla de fuentes alternativas. Este costo se calculará como valor único y será representativo de los déficit más frecuentes que pueden presentarse en el sistema eléctrico.”

Precio mercado

Tiempo

Precio de ejercicio

Costo variable

Precio mercado

Tiempo

Costo de Racionamiento

Costo variable

Precio de ejercicio



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3. Modelo de desarrollo de la Generación Eléctrica

Desde la publicación de la LCE, que propone el modelo básico para promover la adecuación de la generación, se han producido una serie de modificaciones en el marco general del sector eléctrico, buscando alternativas para garantizar el crecimiento de la generación eléctrica.

A continuación se describe brevemente cada una de estas alternativas con la finalidad de comprender su alcance, beneficios y limitaciones.

3.1. Comercialización de Potencia Firme y Energía Firme La Ley N° 2883228 (al igual que la LCE) exige que los contratos de venta de electricidad sean respaldados con Potencia Firme y Energía Firme, ya sea propia del generador que suscribe el contrato o adquirida por éste de otros generadores.

De este modo se pretende dotar al suministro de electricidad de un nivel de confianza, recurriendo a la expectativa que el sector privado se organizaría espontáneamente para atender la necesidad de estos servicios.

Es decir, la expectativa se centró en que esta posibilidad de comercializar potencia y energía firme debería haber creado mercados en los cuales los generadores transen ambos productos. Sin embargo, este no ha sido el caso29.

28

Artículo 3° de la Ley N° 28832. 29

Inclusive el único contrato conocido que expresamente señala compra de Energía Firme (entre Electroperú S.A. y la Empresa de Generación Eléctrica Ventanilla S.A. - ETEVENSA) no surgió por iniciativa privada sino por mandato del Estado a través del proceso del “Concurso Público internacional para la Transferencia al Sector Privado del Contrato de Suministro de Gas Natural de Electroperú” que formó parte de las acciones tomadas para promover la explotación de los campos del gas de Camisea y su uso en generación eléctrica.



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Estos mercados debieron servir de base para la formación de los precios de largo plazo del servicio de generación eléctrica y anticipando la abundancia o escasez de recursos, por lo que mantendrían estas señales durante el tiempo suficiente para permitir el ajuste de la capacidad instalada de generación eléctrica. Por cuanto, los precios de un mercado de oportunidad de energía o de potencia se ajustan a la realidad instantánea y, por tanto, son altamente variables en el tiempo.

Las referidas señales originalmente debían trasladarse a los precios de los contratos de suministro de electricidad suscritos en competencia y luego a las tarifas calculadas por el regulador y aplicadas a los Usuarios Regulados sujetos al ámbito de venta de la empresa distribuidora, debido a que se dispuso que entre ambos precios no debía superarse una diferencia de 10%.

Cabe tener en cuenta que antes de la Ley N° 28832, la legislación determinó que sólo los generadores eléctricos pudieran comprar electricidad en el mercado administrado por el COES, de modo que se esperaba que toda la demanda estuviera respaldada con potencia y energía firme.

Sin embargo, la Ley N° 28832 permitió la posibilidad que los Usuarios Libres puedan efectuar compras directamente desde el COES, con lo que implícitamente se ha determinado que esta demanda no necesariamente tendría cobertura, en caso la generación eléctrica sea insuficiente, al menos por la parte que no contrate y la adquiera en el mercado de corto plazo30.

No obstante en este caso en realidad lo que se acordó fue la cesión del gas natural en manos de

Electroperú S.A. a cambio que la energía producida por ETEVENSA con dicho gas fuera adquirida por Electroperú S.A. a un precio fijo y asumida para efectos de las transacciones del COES como energía producida por Electroperú S.A. De hecho, la cláusula tercera del Contrato de Suministro de Energía Eléctrica indicaba que en caso ETEVENSA no pudiese generar electricidad no existía obligación de cumplir con la entrega, por lo que en realidad se trataba de un contrato interrumpible; pero que de acuerdo con la cláusula cuarta daba derecho a declarar como propia la Energía Firme equivalente a la potencia efectiva contratada a la central de ETEVENSA. Por esta razón en dicho contrato no se indica cuánta Energía Firme se estaba transando.

Ver http://www.proinversion.gob.pe/RepositorioAPS/0/0/JER/PAELECTROPERU/takeorpay/contrato2.pdf 30

Artículo 11°de la Ley N° 28832.

http://www.proinversion.gob.pe/RepositorioAPS/0/0/JER/PAELECTROPERU/takeorpay/contrato2.pdf



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Como puede apreciarse, la premisa consistía en que ambos mercados (libre y regulado) permitan promover la inversión en nueva capacidad de generación eléctrica, y a partir de las definiciones de potencia y energía firme se derive el margen de reserva suficiente para mantener un sistema de generación que garantice confiabilidad sólo para la demanda que suscriba contratos de suministro.

Al respecto, la falta de definición de los productos y de la posibilidad de control, ha evitado que se desarrollen estos mercados, pues ni la LCE, su Reglamento, ni los Procedimientos COES, definen con claridad qué significa vender Potencia Firme, ni Energía Firme. Hoy en día la concepción de Potencia Firme sirve solo para repartir entre los generadores la bolsa de dinero recaudado de los usuarios de electricidad mediante el denominado Precio Básico de Potencia31 que fija Osinergmin.

De igual modo, el COES no puede verificar adecuadamente que no se contrate más Potencia Firme ni Energía Firme que la permitida. Por ello, a la fecha, de acuerdo con el Reglamento de la LCE y los Procedimientos Técnicos COES, únicamente se realiza un balance de Energía Firme antes del inicio de cada año calendario, sustentado en declaraciones juradas, mas no se valida este balance al cierre del año32.

Finalmente, debido a la forma de contratación entre generadores y usuarios como consecuencia de las reglas de liquidación del mercado, todo contrato se efectúa por potencia (Potencia Firme) y genera obligación de suministro de energía (Energía Firme) en la misma proporción de la potencia contratada33, es decir, no se materializa la contraprestación del respectivo Margen de Reserva, por el cual, los usuarios pagan.

Debe quedar claro que la comercialización de Energía Firme, tomando como base la exigencia de cálculo de la premisa de una excedencia de 95% en el caso de las centrales hidroeléctricas, implica que lo que se pretende transar es energía exigible en condiciones de escasez.

En el contexto de superar las deficiencias, en cuanto a una estandarización y clara definición de lo que implica la obligación de Potencia Firme y de Energía Firme, debe procurarse que estos conceptos brinden confiabilidad al sistema en el sentido que, inclusive ante situaciones de escasez, la demanda contratada cuente con el respaldo adecuado en cuanto a su suministro, indistintamente de la fuente de generación que brinde dicho respaldo. Aun superada la citada deficiencia, debe garantizarse que la generación se adecúe a la política energética del Estado.

31

El pago que reciben los generadores es igual al producto de su Potencia Firme por el Precio Básico de Potencia que administrativamente determina Osinergmin. Dicho monto puede tener un descuento de hasta 10% si se exceden limites de disponibilidad en horas de punta establecidos en el Procedimiento N° 25 del COES y sólo cuando la reserva del sistema excede el Margen de Reserva aprobado por el MINEM.

32 Por ejemplo, mediante Carta GGEyC-254-2012 de agosto de 2012, la empresa Edegel S.A.A. manifestó

su preocupación sobre la posible vulneración por algunas empresas de generación de contratar más potencia y energía firme que la propia o contratada con terceros.

33 En cierta forma es como si se tratase de un contrato de seguimiento de la curva de demanda del cliente,

pero sin obligación física de generar la energía por parte del vendedor, aunque sí de tener la disponibilidad de dicha energía en todo momento.



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3.2. Licitaciones en el marco de la Ley N° 28832 El Capítulo Segundo de la Ley N° 28832, “Contratos, Licitaciones e incentivos para el abastecimiento oportuno de energía eléctrica”, crea un sistema de licitaciones cuya finalidad es garantizar que la demanda de los Usuarios Regulados se encuentre plenamente respaldada con Potencia Firme y Energía Firme, por lo que dota a quienes resulten adjudicatarios, con contratos cuyos precios son estables.

La legislación no distingue en cuanto a que la provisión del mercado regulado se dé con unidades de generación existentes o nuevas, inclusive no discrimina la tecnología, pues la finalidad última es garantizar el suministro del Servicio Público de Electricidad. Este esquema fue la respuesta al contexto acaecido en el año 2004, en donde se produjo un fenómeno que se denominó “retiros sin contrato” y que supuso que parte de la demanda de los Usuarios Regulados no contaba con contratos, pero a la vez no podía ser cortado el suministro, generando una ruptura en el flujo de pagos que puso en riesgo la sostenibilidad del sector eléctrico.

Un aspecto colateral de estas licitaciones, es que al contar con contratos estables con horizontes de entre 5 y 20 años con los precios ofertados por los propios adjudicatarios, se reduce el riesgo regulatorio a que se ve enfrentada una nueva inversión en generación y, por tanto, sirve como un incentivo para la construcción de nuevas plantas.

Al respecto, por las propias características del contrato, es evidente que éstos promoverán el ingreso de unidades con bajos costos de producción (denominadas centrales de base)34, puesto que una unidad de altos costos variables (unidad de punta) de contratar por esta vía sería equivalente a simplemente actuar como un comercializador puro y tendría que buscar alternativas financieras adicionales al costo de construir una central para mitigar el riesgo de comprar la energía en el mercado de oportunidad.

No obstante, si bien estas nuevas plantas incrementan la capacidad de generación eléctrica, no aseguran que exista en el sistema generación suficiente para abastecer toda la demanda, sino sólo aquella de los Usuarios Regulados y por aquella parte que se ha contratado en las licitaciones35.

Finalmente, en tanto las definiciones imprecisas de Potencia Firme y Energía Firme se mantengan, estos contratos, si bien promueven el ingreso de nuevas centrales de generación, no necesariamente implican una mejora en la confiabilidad del suministro contratado, a menos que dentro de los mismos se incorpore el compromiso de que la potencia contratada incluya un margen de reserva como una opción, conforme se explicará en el Capítulo 5 del presente informe.

34

Al respecto, se hace notar que en el medio se ha venido a denominar a esta unidades de bajos costos variables como “unidades eficientes”, en el equívoco entendimiento que la eficiencia se mide por los costos operativos y no, como debe ser, por los costos totales de producción. De ahí que la Ley N° 28832 tenga por nombre “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”.

35 Esto por cuanto la Ley N° 28832 no obliga a que el sistema de licitaciones sea el único medio para

contratar el suministro de los Usuarios Regulados.



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Así mismo, es necesario precisar que los generadores a pesar de tener contratos de suministros de largo plazo, en el marco de la Ley N° 28832, no tienen el ingreso garantizado de la potencia, debido a que en el esquema actual de transferencia de potencia, todas las recaudaciones de los contratos suscritos por los generadores (distribuidores y usuarios libres), forman parte de un monto total recaudado, que luego es repartido entre los mismos generadores en función de las potencias firmes, el margen de reserva y los costos variables de sus centrales de generación. Por lo cual, a pesar de que se corrijan las definiciones y las obligaciones de la potencia firme por parte del generador con sus contratos suscritos, esto no tendría el efecto deseado, si no se modifica la forma de repartición de estos ingresos, con la finalidad de darle mayor prioridad a aquellos generadores que tenga contratos suscritos con la demanda y potencia firme disponible.

3.3. Licitaciones en el Marco del Decreto de Urgencia N° 032-2010 Mediante Decreto de Urgencia N° 032-2010, complementado con la Resolución Ministerial Nº 564-2010-MEM/DM y los Decretos Supremos N° 003-2011-EM y N° 008-2011-EM, se dispuso que con la finalidad de garantizar la ejecución de infraestructura de generación con fuente diversa y eficiente, hasta el 31 de diciembre de 2012, se efectuasen licitaciones para el suministro de los Usuarios Regulados, conforme a las previstas en la Ley N° 28832, pero orientada única y exclusivamente a nuevas inversiones en generación eléctrica de origen hidroeléctrico.

En este contexto, las licitaciones se han realizado bajo el marco de las normas de promoción de inversiones (Decretos Legislativos N° 674 y N° 1012), asociándolas a la Ley N° 28832, por lo que se tiene contratada Potencia Firme y Energía Firme.

Para ello se creó un esquema de intermediación entre los generadores hidroeléctricos adjudicatarios y los usuarios finales (distribuidoras y Usuarios Libres), que asumió Electroperú S.A., quien se hizo responsable de pagar por la electricidad contratada a los generadores hidroeléctricos y de buscar compradores a quienes revender lo contratado, teniendo a cambio, en el marco de dicho proceso, el derecho de cargar un sobrecosto a los distribuidores con quienes firme contrato de suministro, por la intermediación realizada.

En esencia esta modalidad traslada el riesgo comercial a Electroperú S.A. como una medida para promover la inversión privada en centrales hidroeléctricas. De ello se desprende que, para este proceso y tecnología, no basta la reducción del riesgo regulatorio con las licitaciones sujetas a la Ley N° 28832.

Asimismo, el contrato de compra de energía con Electroperú S.A.36 señala que en caso la producción de energía acumulada histórica de la central

36

Ver numeral 4 del Anexo C de los contratos. Nótese que en este caso no queda claro si Electroperú S.A. está comprando o no Potencia Firme y Energía Firme, pues el contrato no señala expresamente que lo



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hidroeléctrica sea menor que la energía acumulada histórica colocada por Electroperú S.A. mediante contratos de venta, se aplicará a la diferencia de la potencia contratada con la potencia media histórica, y la energía asociada a dicha diferencia, un descuento de 15%. La intención de esta cláusula37, si bien parece pretender suplir la falta de seguridad que ocasiona la mala definición de Energía Firme, en la práctica solo sería consistente si la definición de Energía Firme coincidiera con lo que es la energía promedio anual que produciría la central durante todo el plazo contractual.

Los generadores beneficiarios de este mecanismo contractual tienen los mismos derechos y obligaciones que el resto de generadores que operan en el Mercado de Corto Plazo.

3.4. Licitaciones en el marco del Decreto Supremo N° 001-2010-EM El Decreto Supremo N° 001-2010-EM, introdujo el concepto de “Reserva Fría de Generación” (en adelante “RFG”) como un mecanismo para mantener el margen de reserva considerado prudente para la operación del sistema eléctrico. En ese sentido, mediante la Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM encarga al COES que determine las necesidades de RFG a cuatro años vista, indicando además su ubicación geográfica más conveniente.

Esta RFG es licitada por un precio de potencia estable por 20 años y el pago del mismo se efectúa mediante el peaje de transmisión eléctrica, por lo que es asumida por la totalidad de la demanda del sistema eléctrico.

Además de los aspectos generales establecidos en el Decreto Supremo N° 001-2010-EM y en la Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM, hay

contratado pueda ser declarado por Electroperú S.A. en el COES como Potencia Firme y Energía Firme propias.

37 Conjuntamente con la obligación establecida en los contratos de inversión que la central hidroeléctrica no

contrate más del 90% de su potencia instalada.



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una serie de detalles que se desarrollan en los contratos licitados y que, por tanto, han variado entre las dos licitaciones ya efectuadas.

El régimen aplicable se puede resumir en lo siguiente:

1. Es indispensable que las unidades RFG puedan operar con combustible alternativo al gas natural.

2. Las unidades RFG no tienen derecho a remuneración vía el Pago por Potencia38, sin embargo reciben pago de potencia pero recaudado a través de un cargo que se adiciona al peaje por transmisión. Por tanto no se paga por su Potencia Firme como se define en la LCE, sino por la potencia contratada.

3. Las unidades RFG deben estar disponibles en cualquier momento que sean requeridas por el COES y producir la energía que éste exija. El incumplimiento se penaliza como la energía no entregada valorizada al precio del mercado de oportunidad. Asimismo, deben mantener un stock de combustible como para operar a plena carga continuamente durante el número de días que establece el contrato39.

4. Los titulares de la RFG no pueden comercializar su Potencia Firme, ni su Energía Firme; su finalidad es abastecer el Servicio Público de Electricidad40.

5. Los titulares de la RFG no asumen ninguno de los pagos complementarios que sí son remunerados por el resto de unidades de generación que participan en el COES (compensación por mínima eficiencia, compensación por vertimiento, compensación por energía reactiva, transmisión eléctrica, etc.)41.

6. Las unidades RFG al ser llamadas a operar se les retribuye cuando menos sus costos variables42.

7. Los titulares de la RFG, pueden dejar el régimen de RFG y asimilarse al régimen general de la LCE y la Ley N° 2883243.

De este modo, estas licitaciones han buscado únicamente mantener una cantidad de potencia suficiente para mantener el margen de reserva; sin embargo, se entiende que en caso ello no ocurra, dicha capacidad se encuentra disponible para suministrar energía a los Usuarios Regulados, debiéndose por tanto recurrir a racionar a los Usuarios Libres44.

Como puede observarse estos generadores no tienen los mismos derechos y obligaciones que el resto de generadores que operan en el Mercado de Corto

38

Clausula 4 de los contratos suscritos. 39

Cláusula 4 y numeral 2.1 del Anexo 1 de los contratos suscritos. 40

Cláusula 3 de los contratos suscritos y Resolución Ministerial N° 111-2011-MEM/DM. 41

Cláusula 4 de los contratos suscritos. 42

Dependiendo del contrato, en algunos casos solo se les devuelve sus costos operativos y en otros casos tienen derecho a percibir el precio del mercado si este es mayor que sus costos variables.

43 Decreto Supremo N° 010-2010-EM.

44 Consistente con el numeral 7.1.3 de la Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo

Real de los Sistemas Interconectados, aprobada por Resolución Directoral Nº 014-2005-EM/DGE y modificada por Resolución Directoral N° 025-2008-EM/DGE.



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Plazo y, en muchos casos, estos regímenes especiales han originado problemas en el despacho de estas centrales, no permitiendo que se les opere como al resto de centrales de generación del sistema.

3.5. Contrataciones en el marco del Decreto de Urgencia N° 037-2008 Con el Decreto de Urgencia N° 037-2008, se aprobó un régimen de excepción al amparo de la responsabilidad del Estado de asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico para el Servicio Público de Electricidad45, sosteniéndose que el sistema se veía expuesto a la posibilidad de racionamiento por el inicio del periodo de estiaje (menor generación hidroeléctrica) y que el tramo del gasoducto del tramo de la costa que trasportaba el gas natural de Camisea, llegaba al límite de su capacidad, limitando el suministro de gas natural para la generación térmica.

El mencionado régimen establece que cuando el MINEM declare situaciones de restricción temporal de generación para asegurar el abastecimiento oportuno de energía eléctrica, calculará la magnitud de la capacidad adicional de generación necesaria para asegurar dicho abastecimiento y requerirá a las empresas eléctricas en las que el Estado tenga participación mayoritaria, para que efectúen las contrataciones y adquisiciones de obras, bienes y servicios necesarios.

La compensación por estas contrataciones se recauda de los usuarios finales mediante un cargo hasta la culminación de los contratos suscritos en el marco del Decreto de Urgencia46, a pesar que el referido Decreto finalizó su vigencia el 31 de diciembre de 2013.

Salvo la forma de remuneración, estos generadores tienen los mismos derechos y obligaciones que el resto de generadores que operan en el Mercado de Corto Plazo, sin embargo este tipo de adquisición y/o alquileres de centrales de generación de emergencia resulta oneroso para el sistema, debido a que se tiene que hacer en plazo cortos y con pocos posibles suministradores de estos equipos.

3.6. Subastas en el marco del Decreto Legislativo N° 1002 El Decreto Legislativo N° 1002 complementa la LCE y la Ley N° 28832, introduciendo algunos beneficios para efectos de lograr la penetración en la matriz energética del sistema eléctrico de generación en base de recursos energéticos no convencionales (eólico, solar, mareomotriz, biomasa, etc.) “RER”, de acuerdo con las metas de política energética reflejadas en el Plan de desarrollo de energías renovables que el MINEM debe aprobar47.

45

Artículo 2°de la Ley N° 28832. 46

Ver Decretos Supremos N° 031-2011-EM y Nº 002-2012-EM. 47

A la fecha se ha establecido que dicha penetración debe ser de hasta 5% de la demanda anual de energía eléctrica.



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El mecanismo adoptado para garantizar que se alcancen dichas metas son las subastas de suministro basadas en RER, en las cuales se le garantiza al generador RER el ingreso anual que este requiera en la subasta, siempre y cuando cumpla con la entrega física de la energía anual que ofertó en la subasta.

La forma como se garantiza el pago del mencionado ingreso anual es mediante el pago de su energía entregada en el mercado de corto plazo, complementado con transferencias directamente recaudadas de los usuarios finales de electricidad mediante un cargo que se adiciona al peaje de transmisión eléctrica.

Salvo lo descrito en el párrafo precedente, estos generadores tienen los mismos derechos y obligaciones que el resto de generadores que operan en el Mercado de Corto Plazo.

3.7. Subastas de Capacidad de Generación en el marco de la Ley N° 29970 La Ley N° 29970 establece que, para garantizar la seguridad de suministro del sector energético, el Ministerio de Energía y Minas determinará los proyectos que considere y, en ese sentido, a través del Reglamento que incentiva el Incremento de la Capacidad de Generación Eléctrica en el Marco de la Ley N° 29970, aprobado por Decreto Supremo N° 038-2013-EM48, se dispone que a propuesta del COES de los requerimientos de capacidad, se efectúen subastas por generación para obtener un adecuado margen de reserva y desconcentrar la generación eléctrica; en este tipo de subastas se permite la adquisición de nueva capacidad tanto para generación térmica como hidroeléctrica.

Esta capacidad puede ser licitada por un precio de potencia estable por hasta 20 años, cuyo pago se efectúa mediante las transferencias de Potencia Firme previstas en la LCE complementadas con un recargo en el peaje de transmisión eléctrica denominado Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica.

Asimismo, se establece que se debe poner a disposición la potencia adjudicada y entregar la energía que se le solicite hasta el límite de dicha potencia, salvo en periodos de mantenimiento y otros autorizados por el COES.

Los detalles de la aplicación de estas reglas generales se dejan a los contratos de cada subasta, lo que configura la posibilidad de que las obligaciones sean diferentes entre cada subasta, que deben convocarse cuando menos cada dos años.

En el caso del Nodo Energético del Sur, cuyas licitaciones se han llevado a cabo por PROINVERSION, los contratos establecen, en lo relacionado con la seguridad de suministro, lo siguiente:

48

Este Decreto Supremo fue modificado en sus artículos 1°, 2°, 3° y 9° mediante el Decreto Supremo N° 002-2015-EM, publicado el 27 de enero de 2015.



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1. Central turbogas ciclo simple con capacidad de operación dual (diesel y gas natural).

2. Una Etapa 1 de operación con diesel, que se prolonga hasta que se disponga de gas natural en la costa sur del país. La operación será según despacho ordenado por el COES, salvo aquellos periodos de mantenimiento programado aprobados por el COES, y cuya duración acumulada no será mayor a la establecida en el Procedimiento COES PR-25 “Factores de Indisponibilidades de las Unidades de Generación” o el que le sustituya. Se señala que la unidad incrementa la reserva del SEIN.

3. Una Etapa 2 de operación, con obligación de utilizar gas natural y que se hará según despacho económico del COES, salvo aquellos periodos de mantenimiento programado aprobados por el COES, y cuya duración acumulada no será mayor a la establecida en el Procedimiento COES PR-25 o el que le sustituya. Se señala que la unidad incrementa la reserva del SEIN y que se puede suscribir contratos de venta de electricidad. Electroperú S.A. le deberá ceder los contratos de suministro y de transporte de gas natural, de acuerdo con lo establecido en la Ley N° 29970.

Se debe además proveer y almacenar diesel para 15 días de operación a plena carga y la conexión mediante un poliducto al terminal de combustibles más cercano a la central.

De acuerdo con la legislación vigente se aprecia que estos generadores debieran tener los mismos derechos y obligaciones que el resto de generadores que operan en el Mercado de Corto Plazo, salvo que los contratos derivados de las subastas les otorguen condiciones especiales49.

Cabe señalar que no resulta claro si tal como dispone el Artículo 10° del Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 038-2013-EM, las unidades en la Etapa 1, se operarán como cualquier otra que participa del mercado o si se las tratará de algún modo especial debido a que el contrato señala que en esta etapa se incrementa la reserva, más no expresa nada respecto de su derecho a respaldar contratos de suministro.

Asimismo, no queda claro, en la Etapa 2 si el Nodo Energético del Sur tiene derecho a percibir, adicionalmente a su oferta, la Compensación por Seguridad de Suministro que establece el Decreto Legislativo N° 1041 para unidades duales.

Adicionalmente, debemos precisar que el Artículo 9° del Decreto Supremo N° 038-2013-EM, que fue modificado por el Decreto Supremo N° 002-2015-EM, publicado el 27 de enero de 2015, se ha establecido la posibilidad de que los usuarios libres y/o los distribuidores puedan participar en estas subastas de manera voluntaria, como clientes iniciales, teniendo también la opción de suscribir contratos de suministro de energía con los postores adjudicados en

49

Por ejemplo los contratos del Nodo Energético del Sur, disponen que para ese caso se subsidie el poliducto para abastecer de combustible diesel a las centrales subastadas mediante los mecanismos establecidos en la Ley N° 29852 (Sistema de Seguridad Energética en Hidrocarburos), Asimismo, que se subsidie el costo del gas natural (boca de pozo, transporte y distribución) a ser utilizado por estas centrales mediante el Cargo por Desconcentración de Generación Eléctrica establecido en la Ley N° 29970.



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estos procesos de subastas de capacidad. En el marco de este cambio reglamentario, PROINVERSION ha convocado el 07 de febrero de 2015 a la Licitación Pública Internacional del Proyecto “Suministro de Energía de Nuevas Centrales Hidroeléctricas” que tiene como objetivo adquirir 1 200 MW en nuevas centrales hidroeléctricas para los años del 2020 al 2022.

3.8. Contrataciones en el marco del Decreto Supremo N° 044-2014-EM Al finalizar la vigencia del Decreto de Urgencia N° 037-2008, el 31 de diciembre de 2013, el Ministerio mediante el Decreto Supremo N° 044-2014-EM, publicado en el diario El Peruano el 17.12.2014, aprobó implementar medidas que brinden confiabilidad a la cadena de suministro de energía en situaciones temporales de falta de capacidad de producción o de transmisión, para asegurar así el abastecimiento oportuno de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados, en el marco de la Ley N° 29970.

Este decreto tiene el mismo objetivo del Decreto de Urgencia N° 037-2008 que, en caso de situaciones de falta de capacidad declaradas por el Ministerio de Energía y Minas, las empresas publicas puedan adquirir capacidad adicional de generación de manera temporal, siendo remunerados estos costos, mediante un cargo adicional de confiabilidad, que será pagado por la demanda.

En este caso, también salvo la forma de remuneración, esta generación adicional tiene los mismos derechos y obligaciones que el resto de generadores que operan en el Mercado de Corto Plazo; sin embargo este tipo de adquisición y/o alquileres de centrales de generación resulta oneroso para el sistema, debido a que se tiene que hacer en plazos cortos y con pocos posibles suministradores de estos equipos.

3.9. Conclusión Si bien el sistema de provisión de electricidad se fundamenta en los conceptos de Potencia Firme y Energía Firme previstos en la LCE, estas definiciones no son precisas y, por tanto, no han resultado efectivas para que con los mecanismos de mercado se produzca suficiente generación de manera oportuna. Asimismo, dichos conceptos no tienen por finalidad adecuar la generación a todos los objetivos de la política energética.

Por esta razón se ha recurrido a “resolver”, no de la manera más eficiente, i el problema mediante diversos mecanismos: i) de excepción que imponen obligaciones a las empresas estatales de conseguir la generación faltante, ii) de subastas por hidroeléctricas, iii) por generación dual, iv) por generación en base de recursos energéticos no convencionales y v) cualquier otro tipo de generación que el MINEM requiera, como la RFG. Todo ello, merece una solución integral.



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4. Estudios Previos Realizados sobre la Suficiencia de Generación

A continuación se presenta el resumen de los estudios previos que fueron encargados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin (ex – Comisión de Tarifas Eléctricas y ex – Comisión de Tarifas de Energía) y que, como se podrá observar, a lo largo del tiempo se mantiene el diagnóstico de la problemática básica aunque con diferentes propuestas para resolverla. Estos Estudios son la base del presente informe y lo integran.

4.1. Payment for Generating Capacity in Peru Encargado en el año 1998 por la Comisión de Tarifas Eléctricas a Putnam, Hayes & Bartlett con Mercados Energéticos, debido a que no se contaba con un marco teórico claro para la asignación adecuada de Potencia Firme entre los generadores eléctricos, lo que afectaba el desarrollo de un sistema económicamente adaptado debido a que beneficiaba a centrales “ineficientes” (de altos costos de producción)50.

Se identificó como deficiencias del sistema de asignación de pago por capacidad lo siguiente:

1. La Potencia Firme determinada conforme al reglamento tiene por finalidad únicamente asignar el dinero recaudado por aplicación del Precio Básico de Potencia y no implica obligación física alguna. Por ello, tiene poco o ningún impacto en la operación de las unidades de generación.

2. El término “Potencia Firme” no se refiere a una definición técnico-económica asociada con la capacidad física real de una central para producir electricidad de manera confiable; es decir, considerando

50

En aquella oportunidad se establecía que todo lo recaudado por la aplicación del Precio Básico de Potencia debía distribuirse entre todas las centrales integrantes del COES, favoreciendo a las unidades termoeléctricas en este proceso por sobre las hidroeléctricas.



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únicamente las características de la máquina independientemente de la demanda por Potencia Firme.

3. El Precio Básico de Potencia es una construcción administrativa que no refleja necesariamente el valor de mercado de la Potencia Firme y por ello motiva que las inversiones sean ineficientes y en última instancia inclusive insostenibles en un mercado con acceso abierto.

Asimismo señala que entender la “unidad de punta” como una Turbina a Gas nueva para definir el valor económico de la Potencia Firme se ha justificado haciendo referencia a métodos de planificación y tarificación tradicionales utilizados para monopolios51 y cuya aplicación nunca tuvo por propósito fijar los precios que se pagan en un mercado competitivo. Igualmente, que el pago por capacidad sólo tiene sentido si los precios de energía no pueden incrementarse lo suficiente durante periodos críticos como para cubrir los costos de las unidades disponibles en dichos periodos críticos.

Como resultado, se concluyó que la aproximación adoptada en Perú tenía poca base conceptual y que una solución permanente al problema del pago por potencia debiera incrementar el rol de los mercados y reducir el rol de las decisiones administrativas. Para ello se propuso la necesidad de definir claramente lo que se venderá y comprará en el mercado como Potencia Firme sobre la base de las características físicas de las máquinas, y después de ello, definir cómo la oferta de dicho mercado será determinada.

En esencia, se propuso lo siguiente:

(i) Anualmente el COES determine la demanda de Potencia Firme como la suma de los requerimientos de Potencia Firme de las distribuidoras y clientes libres, reserva incluida. Los generadores ofrecerán libremente su Potencia Firme al precio (o los precios) que consideren apropiado, sin exceder la máxima Potencia Firme reconocida por el COES.

Se ordene la oferta de menor a mayor precio y se determinará como Precio Básico de Potencia el precio de la oferta marginal con la cual se cubre la demanda anual de Potencia Firme. Se pagará este precio a todas las ofertas aceptadas.

La máxima Potencia Firme de las unidades termoeléctricas se obtendrá de multiplicar su disponibilidad histórica real por su Potencia Efectiva. En el caso de hidroeléctricas, se obtendrá como la potencia media generable esperada durante las horas punta con una persistencia hidrológica de 95%.

(ii) Cada día y cada hora se exija a los generadores que cumplan con respaldar la parte proporcional de la demanda anual del sistema que les fuera adjudicada, caso contrario se les aplicará una penalidad muy alta por su deficiencia de Potencia Firme52.

51

Si bien no se menciona explícitamente, evidentemente se hace referencia al “Peak-load pricing”. Siendo que el costo de inversión en la unidad de punta se refiere a un parámetro de planificación de largo plazo, es decir cuando se alcanza el equilibrio.

52 Esta obligación de garantizar en todo momento una cantidad de potencia proporcional a la demanda real

que se sirve desde el sistema de generación equivale a una obligación de Energía Firme



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(iii) El cumplimiento de la obligación se dará con la disponibilidad real de sus equipos o comprando Potencia Firme no contratada en el proceso anual. Esta compra si bien puede realizarse en tratativas bilaterales, se recomendó como más eficiente y natural que se efectuara en un mercado organizado, operado por el COES.

Como se puede observar, la esencia de la propuesta se halla en generar una obligación real de estar disponible por parte de la generación eléctrica, sujeta a una penalidad que incentive el cumplimiento de dicha obligación.

4.2. Pagos de Potencia en el Marco Regulatorio del Mercado Eléctrico del Perú Encargado en el año 1998 por la Comisión de Tarifas Eléctricas a Estudio Q Ingenieros Asociados S.R.L. para analizar la metodología de reconocimiento de Potencia Firme y su impacto en las decisiones de inversión en generación eléctrica.

El estudio no efectúa un análisis crítico del modelo de asignación de Potencia Firme, sino que presenta las metodologías que se venían utilizando hasta entonces para promover nueva capacidad de generación en Argentina, Colombia, Inglaterra y Gales y Nueva Zelandia53; y se centra en proponer formas de modificar las reglas para no remunerar unidades ineficientes en perjuicio de la generación de menor costo, ni remunerar más unidades de generación que las necesarias para cubrir la demanda por Potencia Firme.

No obstante este alcance restringido, sí señala aspectos interesantes como que es necesario que los generadores paguen a sus clientes penalidades cuando no cumplan con tener disponible diariamente la Potencia Firme

aproximadamente igual a considerar un factor de planta aplicable a la Potencia Firme igual al factor de carga del SEIN.

53 Cabe señalar que en todos estos casos, dichas metodologías han sido abandonadas por haber resultado

ineficaces.



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contratada, ya sea con sus propias unidades o con contratos con otros generadores, lo que requeriría de la creación de un mercado diario de Potencia Firme.

Cabe señalar que fueron las recomendaciones de este estudio las que se implementaron y que se mantienen a la fecha.

4.3. Análisis de Mecanismos de Incentivos para la Contratación Generación-Distribuidor Encargado por OSINERG en el año 2004 a Quantum con la finalidad de estudiar la problemática del poco interés de los generadores eléctricos por suscribir contratos de venta de electricidad con las distribuidoras a precios regulados por OSINERGMIN.

Como parte del análisis realizado se presentaron algunos aspectos a tener en cuenta en cuanto a la determinación del Precio Básico de Potencia, señalando los siguientes aspectos de interés, pero su alcance no se restringe a los contratos sujetos a regulación de precios por OSINERGMIN, sino también a los contratos destinados al suministro de los Usuarios Libres:

1. Bajo el supuesto que el Precio Básico de Potencia fuese correcto en su valor, existe la dificultad de cumplir con mantener el margen de reserva apropiado. Esto debido a la diferencia existente entre el Margen de Reserva que fija el MINEM, con la finalidad de reconocer la cantidad de Potencia Firme a remunerar, y el Margen de Reserva que fija OSINERGMIN para incluirlo en el cálculo del precio de potencia. En este caso, lo recomendable es tener un único margen de reserva54.

2. Para un generador, un contrato no evita el riesgo de perder el ingreso por Potencia Firme, ante una expansión de la capacidad instalada con nueva generación más eficiente, o ante maniobras especulativas con las declaraciones de costos de generadores existentes con la finalidad de apoderarse de lo correspondiente al ingreso adicional por potencia despachada.

3. El Factor de Incentivo a la Contratación reduce la eficacia del mecanismo de asignación por Potencia Firme, pues reduce los ingresos para los generadores que sólo operan en el mercado de corto plazo y por tanto desincentiva el ingreso de nueva generación eléctrica.

La recomendación del estudio consistió principalmente en sustituir los precios administrativos establecidos por OSINERGMIN por precios obtenidos mediante subastas, pero no ahondó en cómo desarrollar un sistema de suficiencia de generación.

54

Este aspecto se entiende ha sido ya resuelto mediante la Segunda Disposición Complementaria del Decreto Supremo N° 038-2013-EM, que encarga al MINEM adoptar las medidas necesarias para unificar el Margen de Reserva y el Margen de Reserva Objetivo en un margen de reserva único.



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4.4. Comentarios al Libro Blanco En el año 2005 Osinergmin encarga a los consultores Larry E. Ruff, Mario Veiga Pereira y Universidad Pontificia de Comillas la revisión de la propuesta de ley que elaboró la Comisión creada por Ley N° 28447, y que entre otros incluyó el análisis de los mecanismos para asegurar suficiencia de generación eléctrica.

Larry E. Ruff concluyó que el principal problema en el sistema se encuentra en la errada definición y forma de cálculo del concepto de firmeza, pues realmente no se mide la capacidad de un generador de cumplir con el perfil de carga que contrate. De este modo, por ejemplo el sistema de cálculo puede reportar que existe suficiente Potencia Firme y Energía Firme a pesar que en la realidad ello no sea cierto.

Si bien señala su opinión favorable por los mercados como herramienta que promueva el ingreso de generación suficiente, reconoce que instrumentar esa solución requeriría de reformas mayores y la introducción de mecanismos sofisticados de gestión de riesgos, por lo que propone que se institucionalice un sistema de licitaciones conducidas por un ente que inicie un proceso de licitación por cierto tipo de tecnología únicamente cuando el costo de una opción financiera con precio de ejercicio igual al costo de operación de dicha tecnología sea más costosa que la opción real de invertir en ella (es decir cuando una opción real es más barata que una financiera). Asimismo, propone que el adjudicatario de esta opción real no esté obligado a construirla inmediatamente, sino sólo cuando no le resulte más económico que adquirir la capacidad de otros generadores existentes (mercado secundario). El plazo contractual sería suficiente de tres a cinco años.

Mario Veiga Pereira recomendó revisar la metodología de cálculo de la Potencia Firme y la Energía Firme. Para promover el ingreso de nueva generación, propuso las alternativas de efectuar licitaciones separadas por Potencia Firme y por Energía Firme o licitaciones que integran ambos conceptos. Lo importante sería que se pueda verificar que lo contratado se halle respaldado físicamente. En general sugirió replicar el modelo brasileño de subastas de electricidad con contratos de hasta 30 años con compras anticipadas de 3 o 5 años.

La Universidad Pontificia de Comillas señaló como problemática la falta de definición clara de lo que es Potencia Firme, la dificultad en la determinación de la Potencia Firme de las centrales hidroeléctricas y que el Precio Básico de Potencia no reflejaría un valor de mercado de manera razonable. Por ello propuso que una vez definido claramente el concepto de Potencia Firme, se procurase contratar la totalidad de Potencia Firme requerida mediante un proceso de subasta en el cual libremente los generadores ofrezcan la cantidad y precio que deseen comprometer por un plazo de cinco años. El incumplimiento de la obligación estaría sujeto a penalidades, pudiendo habilitarse un mercado secundario donde los generadores puedan evitar la penalidad al adquirir Potencia Firme no comprometida en la subasta.



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4.5. Propuesta de Quantum para un Nuevo Mecanismo de Remuneración de la Capacidad Encargado en el año 2008 por Osinergmin a Quantum y mediante el cual se solicitó la propuesta de reglamentación para sustituir el cálculo administrativo del Precio Básico de Potencia por un mecanismo de licitación, así como una definición de Potencia Firme y Energía Firme que realmente permitieran dotar de seguridad al sistema eléctrico a la vez que pudieran transarse en un mercado secundario de ser necesario.

La propuesta recibida se constituyó en una adaptación del Cargo por Confiabilidad implementado en Colombia55 cuya primera subasta se efectuó en el año 2008. En síntesis propone:

1. La Potencia Firme se deriva de la Energía Firme, siendo que la segunda se calcula considerando no solo la disponibilidad histórica sino también la disponibilidad de combustibles en el caso de centrales termoeléctricas, y el periodo histórico de menor disponibilidad hidrológica en caso de centrales hidroeléctricas.

2. Se subasta el requerimiento de Potencia Firme, con la obligación de entregar la totalidad de la Potencia Firme adjudicada cuando se supere un precio de ejercicio establecido; sujeto a penalidad en caso de incumplimiento.

3. La obligación es diaria y por hora, debiendo demostrar la disponibilidad de Potencia Firme y Energía Firme en la proporción de lo que le fue adjudicado a cada generador. En caso de incumplimiento deben ser penalizados.

4. La obligación puede ser satisfecha con Potencia Firme de terceros no adjudicada, y adquirida en un mercado secundario. En este mercado los Usuarios Libres también pueden ofrecer potencia desconectable en caso no se disponga de suficiente Potencia Firme.

Asimismo, propone que en tanto no se efectúe la primera subasta se exija el cumplimiento de la obligación descrita líneas arriba a los generadores existentes y se mantenga su remuneración mediante el Precio Básico de Potencia calculado por OSINERGMIN.

4.6. Mercados de Capacidad y Confiabilidad en el Sector Eléctrico Peruano: Aspectos Conceptuales y Experiencias Internacionales Elaborado por la Oficina de Estudios Económicos y la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de Osinergmin, el Documento de Trabajo56 tuvo como

55

Ver http://www.creg.gov.co/cxc/

http://www.creg.gov.co/cxc/



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objetivo identificar oportunidades de mejora en la remuneración de la capacidad de la generación eléctrica. De esta forma, el documento identifica los mecanismos de capacidad adoptados en una serie de países para asegurar la confiabilidad del suministro eléctrico, revisando aspectos económicos relevantes en cada uno de dichos esquemas. De forma general, los mecanismos de capacidad pueden clasificarse en: i) pagos por capacidad, ii) reservas estratégicas, y iii) Mercados de Capacidad (obligaciones de capacidad, subastas centralizadas, y reliability options57). En nuestro país se utilizan los dos primeros esquemas, presentándose algunos inconvenientes. En particular, el pago por capacidad no se basa en mecanismos de mercado, es un esquema con bajos incentivos a la disponibilidad y genera controversias al momento del reparto del pago entre centrales. Las reservas estratégicas por su parte, tienen como inconveniente no considerar todas las centrales de generación (exclusivamente las de reserva), tener pocos incentivos de disponibilidad, y pueden afectar el mercado de la energía, distorsionando las decisiones de inversión en centrales nuevas.

El documento brindó especial interés en la descripción aquellos mecanismos conocidos como mercados de capacidad adoptados en una serie de sistemas eléctricos a través del mundo (ISO-NE, PJM, y Colombia). Los mercados de capacidad constituyen mercados forward, en los cuales el precio se determina mediante la interacción de la oferta y la demanda. Estos mercados cumplen una serie de características comunes, como la existencia de un

56

Mercados de Capacidad y Confiabilidad en el Sector Eléctrico: Aspectos Conceptuales y Experiencias Internacionales. Documento de Trabajo No 32, Oficina de Estudios Económicos, Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – Osinergmin, Perú, 2014.

http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/uploads/Estudios_Economicos/DT32%20Mercado%20de%20Capacidad%202015.pdf

57 Los reliability options son opciones de compra (Call), que brindan el derecho a fijar hoy el precio al cual se

puede comprar (si así se desea en una fecha futura) un cierto activo, que puede tener otro precio al momento de la transacción. Para que se tenga el derecho a comprar dicho activo al precio determinado (estar largo en la opción), debe haber una contraparte que esté obligada a otorgar este derecho (posición corta de la opción), o sea, obligada a vender. A cambio de estar “largo” en la opción, el agente recibe una prima. El precio de compra de la opción se denomina precio de ejercicio de la opción, o precio strike.



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mecanismo competitivo en la determinación del precio,58 el cálculo de la capacidad requerida por el sistema realizado por el operador del mercado (con 3 ó 4 años de anticipación), la introducción de mecanismos de mitigación de poder de mercado (p.ej. curva de demanda descendente), la obligación a la demanda de estar cubierta por certificados de capacidad, la existencia de incentivos a la disponibilidad, entre otras.

Así mismo, como resultado del estudio se proponen una serie de recomendaciones para la adopción de un mercado de capacidad en nuestro país. Entre ellas, la implementación mediante un esquema universal (donde puedan participar todos los recursos), que sea compatible con los procedimientos actuales (p.ej. licitaciones, contratos bilaterales) y flexible (que puede ser modificado en caso se requieran mejoras). Finalmente, se necesitaría una definición clara del producto a ser ofertado en el mercado de capacidad (p.ej. potencia firme), el cual permita asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico.

4.7. Conclusión De todos los estudios efectuados se puede extraer lo siguiente:

1. Es indispensable que se definan la Potencia Firme y la Energía Firme respecto de las características físicas de las unidades de generación; de modo que reflejen la confiabilidad real que brindan en la cobertura de la demanda.

2. El precio utilizado para valorizar las transferencias de potencia calculado administrativamente debe ser sustituido por un mecanismo de mercado.

3. Es recomendable que al menos con periodicidad anual se lleve a cabo un proceso de licitación para adquirir la Potencia Firme y Energía Firme necesarias para cubrir la demanda esperada de las distribuidoras y Usuarios Libres.

4. La obligación debe ser tal que sea exigible en todo momento, manteniendo la proporción de lo asignado en la licitación.

5. Debe habilitarse un mercado secundario organizado que permita dar cumplimiento a la obligación en caso el generador no tenga disponible toda la Potencia Firme y Energía Firme propia por la cual se obliga.

6. Dado que se exige que los contratos no excedan la Potencia Firme de que dispone un generador, no debiera confiscarse a éste su ingreso por potencia debido al ingreso de nuevos agentes.

58

El mecanismo competitivo ampliamente utilizado es la subasta a reloj descendente. Mediante dicho mecanismo, el precio de adjudicación se determina a través de múltiples rondas de negociación, en las cuales los postores pueden actualizar sus máximas cantidades a ofertar según la nueva información que va brindando la subasta. Se inicia la ronda con un precio alto y se va ajustando el precio en forma descendente en función al exceso de oferta, hasta igualarse oferta y demanda.



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5. Propuesta del Estudio realizado con AF Mercados EMI – Deloitte & Touche S.R.L.

El Estudio bajo comentario, permite consolidar la problemática y plantear una propuesta de solución, sobre la base de un análisis, técnico, económico, financiero y legal. Así, en el desarrollo de su propuesta, el Consultor ha revisado los estudios realizados previamente sobre la problemática de capacidad, y su propuesta se puede resumir en los puntos que se describen a continuación.

5.1. Enfoque para alcanzar los requerimientos de Potencia Firme

5.1.1. Los conceptos básicos

El objetivo final es el diseño e implementación de un mecanismo que asegure suficiente potencia en el sistema como para garantizar el abastecimiento de la demanda con el nivel de confiabilidad que establezca la política energética y que en consecuencia se establezca en la legislación y en la regulación.

El principio básico de todos los mecanismos es asegurar que exista suficiente Potencia Firme, es decir potencia disponible ponderada por una métrica que mida su contribución a la confiabilidad, para atender la demanda con el nivel de confiabilidad establecido.

Por lo tanto las diferencias entre los distintos mecanismos surgen de la forma en que se establecen los incentivos u obligaciones a los agentes para que en conjunto se alcancen las cantidades de Potencia Firme.



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5.1.2. Obligación de la demanda de estar cubierta con Potencia Firme

La forma en que en ciertas jurisdicciones, principalmente los pools de USA han regulado la forma de alcanzar los niveles de confiabilidad establecidos es a través de la obligación de la demanda a estar cubierta con una cantidad de Potencia Firme que iguale la demanda proyectada más el margen de reserva.

Se propone para el Perú un esquema similar en el que la demanda puede cubrir sus obligaciones de cobertura a través de:

• Contratos bilaterales con generadores que disponen de Potencia Firme, los cuales pueden concluirse de las siguientes formas:

- En licitaciones organizadas para la compra de nueva Potencia Firme y energía asociada.

- En licitaciones organizadas para la compra de Potencia Firme y energía asociada a la generación existente;

- Contratos bilaterales en las condiciones autorizadas por la regulación (precio de la Potencia Firme y energía al Precio de Barra), para la demanda regulada.

- La demanda libre podría participar opcionalmente de las licitaciones organizadas en forma centralizada, o contratar libremente con generadores.

• Compras de Potencia Firme en un mercado de capacidad.

• Compras de Potencia Firme a través de un procedimiento de último recurso en caso que los mecanismos anteriores no logren los objetivos de confiabilidad establecidos.

En este sentido, la demanda tendría varias alternativas para adquirir la Potencia Firme necesaria con los generadores. Con lo cual, la demanda cubierta con Potencia Firme tendría prioridad de abastecimiento en caso de racionamiento, o en caso que por razones técnicas no pudiera respetarse este criterio, tendría derecho a una compensación económica.

5.1.3. Cobertura a través de contratos

La cobertura de las obligaciones de Potencia Firme a través de contratos es la forma tradicional y eficiente para asegurar el abastecimiento. De hecho los contratos de largo plazo son la forma más común y efectiva de asegurar el suministro en un mercado eléctrico. Sólo en mercados desarrollados y en zonas con economías fuertes ha sido posible asegurar el abastecimiento en base a generadores que venden masivamente al mercado spot o de corto plazo.

No obstante una cobertura pura con contratos de energía tiene ciertas dificultades, sobre todo en relación a los márgenes de reserva. Un sistema rígido de márgenes de reserva aportados por cada demanda puede llevar a un nivel no económico de sobre equipamiento, sobre todo con unidades de punta.



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Las unidades que proveen reserva al sistema suelen tener bajos tiempos de uso produciendo energía debido a sus mayores costos variables, y por lo tanto son poco aptas para participar en contratos donde deben proveer energía asociada. En esos casos, las unidades están expuestas a comprar grandes cantidades de energía en el mercado spot, a precios inciertos para atender sus obligaciones de provisión de energía.

Por otro lado debido a los naturales errores de estimación en la proyección de la demanda, para cubrir los requerimientos de cobertura con Potencia Firme son necesarios esquemas de compra flexibles, lo cual no puede realizarse con contratos de largo plazo de provisión de Potencia Firme con energía asociada

Los hechos arriba mencionados han llevado a varios países (y en creciente número) a crear mecanismos complementarios de remuneración de la capacidad como son los Mercados de Capacidad, o alternativamente, Mecanismos de Pagos Administrativos de Capacidad.

Para el caso del Perú, la propuesta, consiste en la creación de un mercado de capacidad que complemente al mercado de contratos de suministro (largo plazo o bilaterales), de tal manera que permita complementar el aseguramiento de confiabilidad para toda la demanda.

5.1.4. Cobertura en un mercado de Potencia Firme

Para mayor claridad vamos a describir en esta sección un posible mercado de Potencia Firme, y luego en la sección siguiente analizaremos las alternativas de implementación.

Cabe destacar que este mercado sería consistente con la obligación actual de la demanda de estar cubierta con contratos de largo plazo en el marco de la Ley N° 28832. El mercado evaluaría con un año de anticipación la existencia o no de la cobertura (en el segundo año vista), y en caso de un faltante, éste se debería cubrir en el mercado de Potencia Firme.

La operación de la Potencia Firme tendría los siguientes pasos:

• El Operador del Sistema –SO– proyecta y planifica la operación para el período de planificación comprendido para un horizonte de 12 meses, con otros 12 meses de antelación. Para cada período de planificación, cada demanda (Distribuidora o usuario libre) informa su demanda esperada coincidente con el máximo esperado en el sistema, así como los máximos semanales esperados para cada una de las 52 semanas del período, el programa de gestión de demanda esperado y la estimación de los recursos de generación disponibles.

• Con esta información, el SO proyecta la demanda del mercado y calcula el margen de reserva (como Potencia Firme) necesario para cumplir el estándar de confiabilidad, definido como una pérdida esperada de carga (LOLP-LOLE) de un día de duración por ejemplo de 4 años.

• De esta manera, el SO calcula la Potencia Firme por el mercado como la demanda máxima prevista para el período de planificación más el margen de reserva correspondiente. La obligación de Potencia Firme es proyectada para un período de dos años. Para cada demanda calcula la Potencia Firme a cubrirse en el mercado de capacidad como la diferencia



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entre la demanda máxima informada y la Potencia Firme ya cubierta por contratos bilaterales.

• Todas las demandas deben cubrir una porción de la obligación calculada como su contribución a la demanda máxima coincidente del sistema (aunque también podría ser zonal).

• Los generadores pueden ofertar hasta su Potencia Firme no comprometida en contratos más aquella que se adquiera de otros generadores. Se pueden realizar pruebas de capacidad tales como operación continua durante 12 horas durante verano e invierno para verificar la potencia entregada. Si el generador falla en la prueba se aplica un descuento sobre su capacidad remunerable.

• Los generadores que venden Potencia Firme están obligados a ofertar en el Mercado Spot y obviamente generar cuando resulten despachados, a menos que la unidad esté indisponible ya sea como consecuencia de una salida forzada de servicio informada al SO, o en mantenimiento programado. La indisponibilidad no programada implica una reducción en el pago, la reducción del índice de indisponibilidad fortuita de la unidad y eventualmente una penalización. La no información lleva a penalizaciones mayores y eventualmente la suspensión del pago por Potencia Firme.

• Debe existir un mecanismo que verifique que la disponibilidad declarada de los generadores es real, por ejemplo a través de pruebas aleatorias de disponibilidad, y penalizaciones que se apliquen en el caso que estos no informen su indisponibilidad.

• La demanda también puede proveer gestión de demanda como capacidad para cubrir su obligación. Para ello tiene que probar que tiene la posibilidad de responder retirando la demanda comprometida hasta 10 veces por año por un tiempo de hasta 6 horas con 2 horas de preaviso.

• El SO administra un mercado de créditos de Potencia Firme anual y mercados de ajuste mensual, que operan como licitaciones de capacidad en las que se fija un único precio resultante (“single clearing Price”). Los participantes del mercado que tienen excedentes de Potencia Firme y desean venderlos pueden presentar ofertas (en cantidad y precio), mientras que aquellos que deben adquirir Potencia Firme deben presentar ofertas de compra (cantidad).

• Aquellas demandas que tengan déficit de cobertura de Potencia Firme y no presenten ofertas son representados por el OS que ofertará el volumen del déficit al máximo precio aceptable (price cap del mercado de potencia firme).

Las ofertas de compra y venta se presentan en sobre cerrado a los mecanismos de casación (clearing) consistentes en hallar el precio y cantidad donde las curvas de oferta y demanda se cruzan.



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Figura 6.1

Toda la demanda paga los precios adjudicados por el período de suministro de la potencia firme. Los generadores pagan una penalidad en caso de no proveer la potencia firme cuando es requerida, con algunas excepciones asociadas a paradas acordadas para mantenimiento.

Algunos aspectos relevantes de este tipo de mercado son:

• El único producto vendido en el mercado es Potencia Firme. Es indistinto de qué tecnología lo ofrece, ya que sólo se valora la disponibilidad, la cual permite a su vez asegurar la confiabilidad del sistema.

• En el caso de centrales hidroeléctricas, su cálculo debe asegurar que la Potencia Firme adjudicada se pueda entregar en caso de una hidrología con probabilidad de excedencia del 95% (aunque normalmente las centrales hidroeléctricas participarán en licitaciones de suministro de potencia y energía asociada o en contratos bilaterales).

• El organizador de la subasta durante el período de provisión recolecta el dinero de la demanda y lo paga a la generación a la que se adjudicó la venta de Potencia Firme.

Esquemas simples similares a éste fueron el desarrollados inicialmente en los mercados de capacidad de USA (PJM, New York ISO, New England). Pero luego se formularon mejoras evolucionando hacia esquemas más sofisticados, algunos de los cuales se describen en la próxima sección.

Algunos de los problemas de los mercados con este diseño simple son:

• Sensible al poder de mercado. Se puede convenir ofertar por debajo de la demanda requerida al precio máximo.

• Períodos de anticipación y provisión cortos que hacen a estos mercados poco útiles para atraer inversiones, aunque eficaces para estimular la disponibilidad de la generación existente



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• Precios muy bajos en caso de exceso de oferta, creando volatilidad a los ingresos de los generadores, contrario a uno de los objetivos de los mecanismos de pago a la capacidad que es contribuir a estabilizar los ingresos.

• Cierta distorsión en los precios de equilibrio del mercado, pero comunes a todos los mecanismos de pagos a la capacidad.

• Cuando existe exceso de reserva, muchos generadores quedan sin ingresos.

5.1.5. Adaptación del Método Actual

El análisis de la creación del mercado de capacidad puede ser considerado por algunos participantes del mercado eléctrico de Perú como una pérdida de derechos. Por lo tanto, se ha analizado cómo se podría adaptar el mecanismo vigente de pagos por capacidad al esquema propuesto de cobertura de la demanda con Potencia Firme.

Una alternativa de cambio sería:

• Mantener la metodología de cálculo del precio base de la potencia, pero con una tasa de descuento representativa del riesgo en Perú para los inversores.

• La demanda más margen de reserva no cubierta con Potencia Firme deberá pagar a los generadores con Potencia Firme no contratada el precio base de la potencia.

• El OS calcula la demanda a ser suministrada.

• El OS ordena los generadores con Potencia Firme no comprometida en contratos por orden de mérito.

• Se selecciona toda la Potencia Firme necesaria para cubrir la demanda por orden de mérito.

• Toda esa Potencia Firme recibe el precio base de la potencia y toma las mismas obligaciones que en el caso del mercado de Potencia Firme, incluyendo ofertar (en realidad participar) diariamente en el mercado spot.

• Los pagos se pueden establecer a través de contratos.

5.1.6. Alternativas de diseño del mercado de Potencia Firme

5.1.6.1. Reducción del Poder de Mercado

Una forma que han adoptado algunos pools de USA para reducir el poder de mercado es introducir incertidumbre a los oferentes. La forma elegida por PJM y New York ISO fue a través de una curva flexible de demanda. En vez de un valor fijo de demanda, se usa una curva como la que se muestra en la siguiente figura. Los valores de x e y se introducen en forma no pública para que los oferentes no conozcan exactamente la demanda que va a ser contratada. Igualmente estos valores deben moverse en rangos razonables y no muy amplios.



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Figura 6.2

El price cap seguiría siendo fijado por la anualidad de una unidad de punta, que se puede calcular con una metodología similar a la actual.

El principal inconveniente de esta variante es que puede llegarse a adjudicar una Potencia Firme menor que la necesaria en caso que la curva de oferta corte a la de demanda flexible por encima del punto correspondiente a la demanda establecida de Potencia Firme.

5.1.6.2. Subastas con Gran Anticipación a la Provisión

A fin de permitir participar a unidades de generación a instalarse, se puede realizar las subastas con mayor anticipación. Un esquema similar al usado en PJM adaptado a la situación en el Perú.

Una primera subasta se realiza con tres (3) años de anticipación. En esa subasta la demanda compra la parte de su obligación de cobertura con Potencia Firme no cubierta por contratos bilaterales o auto generación.

Luego los participantes pueden realizar subastas de ajuste por:

• Ajustes las proyecciones de demanda.

• Atrasos en la puesta en funcionamiento de nuevas centrales.

• Nuevos contratos de compra o venta de Potencia Firme

Figura 6.3



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Este esquema da a los inversores en nueva generación un plazo suficiente para instalar nueva generación. Estos plazos pueden parecer reducidos para generación hidroeléctrica, pero para esta tecnología resulta mucho más conveniente participar de las licitaciones de nueva capacidad bajo las diferentes modalidades vigentes (Ley N° 28832) donde pueden obtener contratos por toda o una parte relevante de su capacidad y con plazos mayores.

Para centrales nuevas el período de provisión podrá ser mayor al año, habiéndose propuesto 5 años. En ese tiempo el adjudicatario podría entrar en contratos de suministro con la demanda.

5.1.6.3. Tipos de Licitación

El mecanismo de licitación (o subasta) propuesto para el mercado de PF requiere de la definición del tipo de subasta a utilizarse.

Una subasta se define como una institución de mercado que cuenta con un conjunto explícito de reglas que determinan la asignación de recursos y donde los precios se basan en las ofertas presentadas por los participantes.

La literatura y experiencia reciente considera principalmente cuatro tipos de subastas:

• Subasta ascendente o inglesa: Este tipo de subasta es la más utilizada, la característica que la define es el hecho de que el precio se va incrementando sucesivamente hasta que queda en un único comprador, que es el que se adjudica el bien al precio final

• Subasta holandesa o subasta descendente: Este tipo de subasta será el mecanismo inverso al anterior, en este caso el subastador comienza con un precio muy alto que va disminuyendo sucesivamente hasta que algún comprador lo acepte.

• Subasta con sobre cerrado al primer precio: Los potenciales compradores presentan las ofertas con sobre cerrado. El bien, se adjudica al mejor postor y el precio coincide con la mejor oferta. En este tipo de subasta destacan dos características que contrastan con lo que ocurrirá con la subasta inglesa: en el momento de presentar las ofertas lo potenciales compradores no conocen cual es las oferta de los demás y cada comprador sólo puede presentar una única oferta.

• Subasta con sobre cerrado al segundo precio: Esta subasta será igual a la anterior pero con la diferencia que el precio a pagar no será la del ganador, sino que sería la segunda oferta más alta presentada.

Si bien se puede dedicar un análisis profundo a cuál es el tipo más conveniente de subasta, desde el punto de vista teórico se ha desarrollado el Teorema de Equivalencia, que establece que bajo ciertas condiciones bastante generales (la oferta con el mayor/menor valor siempre gana, la oferta con el más bajo valor espera cero superávit, todos los ofertantes son neutrales y todos los concursantes se han extraído de un punto de vista estrictamente creciente) cualquier mecanismo de subasta se traduce en los mismos resultados (es decir, asigna los elementos a los mismos oferentes) también tiene el mismo ingreso esperado.



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En el caso del Mercado Eléctrico el papel de comprador y del vendedor se intercambia. El subastador ahora compra las unidades de electricidad necesarias para cubrir la demanda y los jugadores venden sus unidades de electricidad producidas. Pero las conclusiones del Teorema de Equivalencia son igualmente aplicables y se cumplen en el caso de un Mercado de Potencia Firme como el propuesto.

Por el lado de la evidencia empírica, no hay ninguna evidencia que el Mercado de Capacidad de New England, que opera con una subasta descendente haya obtenido resultados mejores que el resto que opera con la modalidad de sobre cerrado. Y desde el punto de vista transaccional un mercado con ofertas múltiples como son los que funcionan con ofertas ascendentes o descendentes tiene mayor complejidad y costo sin que se pueda pronosticar alguna ventaja.

La principal conclusión sería que no hay razón para ir a un sistema complejo de subastas, cuando el mecanismo simple y en uso, sobre cerrado, produciría los mismos resultados.

Por lo tanto, nuestra recomendación es un mecanismo de sobre cerrado al primer precio.

5.1.6.4. Procedimientos Generales

Se deben establecer los procedimientos para regular la participación de los agentes involucrados a lo largo de cada proceso licitatorio, desde el momento en que se manifieste su necesidad de inicio hasta la suscripción de los contratos correspondientes, de tal manera de asegurar un proceso transparente y competitivo con reglas completas, claras, creíbles y sin ambigüedades.

Para cumplir con estos objetivos se ha evaluado lo siguiente:

• El COES establece un registro de los contratos de compra de Potencia Firme existentes y futuros informados por los agentes.

• Los agentes con obligación de cobertura con Potencia Firme informan su demanda proyectada para los siguientes 5 años.

• Previamente a una licitación de Potencia Firme el COES calcula la cobertura de cada demanda con los contratos informados. Para ello verifica las proyecciones de demanda de cada agente, el margen de reserva requerido y el eventual caso de generadores con mayor Potencia Firme vendida que la disponible.

• La demanda en el mercado (licitaciones) de Potencia Firme será la diferencia entre la demanda total proyectada más el margen de reserva y la demanda cubierta por contratos.

• El organizador o el COES anuncia la próxima licitación con varios meses de anticipación.

• Los generadores interesados en participar informan al organizador o el COES de la Potencia Firme que prevén ofertar.



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• El organizador o el COES calcula en base a esta última información los índices que miden la posibilidades de ejercicio de poder de mercado.

• Una vez realizada la subasta, se verifican los valores ofertados por los generadores (menor o igual a la Potencia Firme disponible descontadas otras obligaciones), se evalúan las propuestas y se asigna la Potencia Firme a los generadores seleccionados. El criterio de asignación es el orden de mérito de las ofertas de precios.

• Para el contrato se tiene dos (2) alternativas:

• Se establecen múltiples contratos entre cada demanda y generación adjudicada. Esta alternativa tiene la ventaja de no requerir cambios regulatorios.

• Se da atribuciones legales al COES para ser la contraparte de los generadores y la demanda en los contratos. Se requiere modificar la Ley 28832, agregando esta como función de COES.

- En ese caso las demandas firman un contrato en el que se obligan a pagar una parte de los costos asociados al pago a los generadores seleccionados. O bien, se establece regulatoriamente, que los generadores que son proveedores en virtud de contratos de suministro, son responsables de recolectar el pago respectivo.

- Por el lado de los generadores, éstos firman un contrato con el COES en el que se establecen los montos a percibir y las contraprestaciones asociadas,

• El COES tiene a su cargo el seguimiento del cumplimiento por parte de los generadores:

• Actualizando periódicamente su Potencia Firme.

• Verificando el avance de la construcción de nuevas unidades.

• Garantías, que dependen de la modalidad de contratación:

• Si el COES es la contraparte de los contratos, debe requerir tanto a la demanda como a la generación garantías similares a las que se usan en el mercado spot para asegurar los pagos de la demanda, y el cumplimiento de las obligaciones de los generadores,

• En caso de contratos bilaterales con cada demanda, las garantías serían individuales, pero siguiendo las prácticas del mercado spot y los contratos bilaterales.

• Un procedimiento similar se seguirá para las eventuales subasta de ajuste.

• El COES elaborará informes periódicos de cumplimiento de las obligaciones de las partes, que serán destinados a Ministerio de Energía y Minas y Osinergmin.



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5.1.6.5. Modelos de Contrato

Los suministros de Potencia Firme resultantes de las licitaciones serán formalizados a través de contratos entre las partes que se acuerden.

Estos contratos se deberán sustentar en la regulación que establezca el mercado de Potencia Firme en lo relativo a obligaciones de las partes, penalizaciones, plazos, mediciones y comprobaciones de disponibilidad, fuerza mayor y ajustes a las cantidades contratadas.

La mayor parte de las cláusulas contractuales surgirán de esta regulación, adicionalmente debe cubrir los siguientes temas:

• Resolución de disputas.

• Compensaciones por mora en el pago.

• Otras compensaciones.

5.1.6.6. Supervisión por Osinergmin

Las funciones de supervisión a cargo de Osinergmin serán las siguientes:

• Verificación de los cálculos de requerimientos de Potencia Firme realizados por el COES.

• En base a los indicadores de concentración de la oferta que se realice durante el proceso de subasta, establecer el Precio Máximo o como una alternativa una demanda flexible, u otra medida de mitigación aplicable en la subasta.

• Presencia en el acto licitatorio y formulación de observaciones e impugnación en caso que se dieran las circunstancias que la justificaran.

• Participación como observador en el proceso de evaluación de las ofertas, formulación de observaciones e impugnación en caso que se dieran las circunstancias que la justificaran.

• Recepción y análisis de los informes de cumplimiento que elabore el COES.

5.1.6.7. Solución a los Problemas de los Mercados de Potencia Firme

Los mecanismos propuestos en los numerales 5.1.6.1 y 5.1.6.2 mitigan los dos primeros problemas identificados en 5.1.4 (sensibles al poder de mercado y periodos de anticipación y provisión cortos), pero no aquellos asociados a precios bajos en el mercado de Potencia Firme, o a que algunas unidades pueden quedar sin pagos o fuera del mercado de capacidad.

Ambos problemas son intrínsecos a un mecanismo de mercado. En el largo plazo la potencia instalada debería ajustarse a los requerimientos totales de Potencia Firme, pero en el mediano o corto plazo puede causar problemas de ingresos a la generación existente. En este sentido, una opción de reducir este problema podría ser instrumentar un mercado secundario de Potencia Firme, donde los generadores que tengan excedentes puedan venderlas a los generadores con déficit para cumplir sus compromisos contractuales.



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5.1.6.8. Cumplimiento de los requerimientos de Confiabilidad

Tanto la regulación vigente, como la propuesta establece claramente que toda la demanda más un margen de reserva debe ser cubierta con Potencia Firme. Esto significa que la demanda puede ser atendida aun cuando parte de la generación térmica está indisponible, en forma simultánea con un año hidrológicamente seco.

Esta disposición asegura el cubrimiento de la demanda con un razonable nivel de confiabilidad, el cual está directamente ligado a los criterios usados para calcular la Potencia Firme de los generadores.

Un aspecto esencial de esta regulación es que no se espera que cada día cada generador tenga disponible su Potencia Firme, sino que el objetivo es que la potencia total disponible cada día sea igual o mayor a la demanda. Si el cálculo de la Potencia Firme es adecuado, la probabilidad que un día la potencia disponible sea menor que la demanda será menor o igual a la probabilidad usada para el cálculo de la Potencia Firme (por ejemplo 5% para las centrales hidroeléctricas).

Se podría considerar que la obligación de un generador de proveer Potencia Firme debería llevarse al límite que si un día no está disponible debería buscar en el mercado o en forma bilateral una Potencia Firme equivalente a la no disponible para cumplir su obligación. Sin embargo este criterio llevaría a prácticamente duplicar la reserva necesaria para alcanzar los objetivos de confiabilidad. En cambio se propone el criterio que se desarrolla en esta parte y que es consistente con los diseños de nuevos mercados de capacidad como PJM.

Cuando se aplica un criterio de Potencia Firme, no se controla la disponibilidad diaria de los generadores, pero en cambio se actualiza periódicamente la Potencia Firme en base a la disponibilidad medida. Por otro lado, como la Potencia Firme es un atributo de una unidad, no se puede compensar la indisponibilidad con potencia adquirida a otros generadores a los efectos de que no se reduzca la Potencia Firme. Es cierto que un generador con un portafolio de unidades podría asegurar una Potencia Firme con (casi) 100% de confiabilidad programando su propia reserva, esto llevaría igualmente a duplicar la reserva.

Por otro lado esta posibilidad quedaría limitada a grandes generadores con numerosas unidades, quienes tendrían una desventaja sustancial respecto a los primeros.

Regulaciones similares han sido adoptadas en Guatemala, Colombia, Chile, USA (PJM y New England-ISO). Aunque la regulación de detalle y la forma de cálculo de la Potencia Firme son diferentes, el objetivo en todos los casos es el mismo, la Potencia Firme disponible debe ser superior o igual a la demanda.

Un criterio diferente es el adoptado en algunos Pools de USA (New York, previamente en PJM y New England-ISO), bajo el cual un generador compromete cierta disponibilidad (en un mercado mensual o anual de capacidad) que debe ser mantenida todos los días. En caso de no poder cumplirla, debe procurarla en un mercado diarios de capacidad. En este caso se compromete disponibilidad, y está en cada generador definir cuál es el valor que considera prudente ofrecer.



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Es importante evitar una superposición de ambos criterios, Potencia Firme y disponibilidad, razón por la cual en nuestra propuesta recomendamos que la regulación considere el primer criterio, es decir asegurar el cubrimiento de la demanda con Potencia Firme, la cual se calcula – para los generadores térmicos- en base a su disponibilidad media anual. Pero ya no sería posible compensar indisponibilidad real –a nivel diario- con compras a otros generadores.

Es más, la posibilidad de compensar a nivel diario la indisponibilidad con compras a otros generadores podría permitir que algunos generadores disimulen su indisponibilidad real, con compras –difíciles de verificar- a otros generadores. El criterio recomendado es que se ajuste anualmente la Potencia Firme de los generadores con su indisponibilidad real.

5.1.6.9. Mercado Secundario de Capacidad

Los generadores que venden Potencia Firme pueden tener necesidad de cubrir su propia Potencia Firme en caso que diversas razones la misma no pueda ser provista. Un mecanismo complementario sería un mercado secundario en el cual se transarían libremente obligaciones de Potencia Firme.

No debería regularse este mercado, que debería surgir como iniciativa de los agentes, pero sería necesario establecerse un mecanismo por el cual COES recibe la información de transferencias de Potencia Firme, lo cual le permitiría verificar el cumplimiento de las obligaciones de los agentes.

La demanda sin cobertura podría participar de este mercado a través de contratos bilaterales de Potencia Firme. Si bien los precios serían libremente pactados, los distribuidores sólo podrían trasladar a los usuarios un precio regulado.

5.1.7. Resumen

En el cuadro siguiente se presenta un resumen sobre las alternativas propuestas.



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Figura 6.4

5.1.8. Contraprestación de los Generadores

5.1.8.1. Enfoque general

Uno de los aspectos de los pagos por capacidad (pagos regulados o mercados) que han sido frecuentemente criticados es la falta de una contraprestación efectiva por parte de los generadores. En alguna medida esa crítica es injustificada desde un punto de vista teórico, puesto que como demuestra el análisis económico, en un mercado en equilibrio los pagos por capacidad no incrementan los ingresos de los generadores, sino que disminuyen la volatilidad de los mismos. Existe por otro lado una contraprestación concreta que es el requerimiento que una unidad debe estar disponible para recibir los pagos adjudicados. Pero en términos generales es cierto que no existe una contraprestación directa y verificable por la demanda que efectúa los pagos que luego reciben los generadores.

No obstante, dado que los mecanismos de capacidad pueden ser vistos como un pago regular que reemplaza a los price spikes para asegurar el recupero de los costos fijos de los generadores, sería razonable que existiera una contraprestación que contribuya es este sentido.

En los mercados eléctricos donde los generadores presentan ofertas de precios, una alternativa efectiva es que como contrapartida de los pagos por capacidad, los generadores beneficiados con los mismos aceptaran la obligación de ofertar su capacidad con un “bid cap”.



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La obligación de ofertar es consistente con su disponibilidad, mientras que el bid cap asegura que no se realice el denominado “financial withholding”, esto es ofertar muy alto para no ser despachado, y en consecuencia forzar el despacho de unidades más caras.

No obstante, en el caso del Perú donde los generadores ofertan sus costos variables regulados, esta alternativa no es aplicable. No obstante hay dos alternativas que pueden usarse.

5.1.8.2. Opciones de Capacidad

Una alternativa que cumple con objetivos similares a los pagos por capacidad pero que evita algunos de los inconvenientes de estos son las denominadas “opciones de capacidad”.

Se instrumenta a través de obligaciones de la demanda de compra de opciones de capacidad, y se implementa de la siguiente forma:

• Los generadores venden opciones de capacidad, que da el derecho al tenedor de comprar electricidad a un precio preestablecido (strike price), que se ejerce cuando el precio del mercado supra al strike price (que a su vez refleja escasez de capacidad)

• La demanda a su vez tiene la obligación de estar cubierta con estas opciones

• La compra y venta de estas opciones se puede realizar a través de subastas, en un mercado secundario organizado o en forma bilateral.

La gran ventaja de las opciones de capacidad es que la demanda no ve que está comprando un producto sólo porque la regulación lo obliga. Estas opciones proveen cobertura real, ya sea física o financiera en caso que la contraparte no pueda generar la energía comprometida. Por lo tanto no distorsionan el mercado, al crear una componente de precio adicional al de la energía.

Del lado de los generadores, les permite asegurar un flujo de ingresos, y les crea un fuerte incentivo a la disponibilidad, para no deber comprar la energía comprometida en el mercado spot en el momento que el precio está muy alto.

Actualmente esta metodología está operativa en Colombia y el New England ISO. En el New England ISO los pagos por capacidad son asimilables a opciones, ya que establecen la obligación del generador a proveer energía (o pagar) cuando el precio del mercado excede cierto umbral (que refleja escasez de la generación). Otros mercados en Europa están previendo implementar estas opciones, por ejemplo Italia.

5.1.8.3. Prioridad en el racionamiento

Otra alternativa sería que la demanda cubierta con Potencia Firme tenga prioridad de abastecimiento en caso de racionamiento.

Esto iría parcialmente en contra de la práctica común en el Perú de cortar primero los grandes usuarios. No obstante, esto tiene dos soluciones:

• Asignar cortes a los distribuidores, pero estos deben concentrarlos en los usuarios menos vulnerables a la interrupción del suministro. Esto requiere de inversiones en adaptación de las redes y dispositivos de corte.



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• Compensar económicamente a los usuarios cubiertos y cortados. Si los generadores con pagos de capacidad tienen la obligación de ofertar en el mercado spot y luego no pueden generar, deben comprar la energía no producida a un valor que será el costo de falla. Esos montos de destinarían a los usuarios que fueron cortados.

5.1.9. Relación con las Experiencias Internacionales

Todavía existen pocos mercados de capacidad o Potencia Firme en el mundo. La mayoría de mercados de electricidad del mundo son de tipo “sólo energía”. Los antecedentes de mercados de capacidad con algún tiempo de funcionamiento son:

• Tres pools de USA: PJM, NeyYork ISO, New England ISO,

• Panamá

• Rusia

• Colombia

Las propuestas para el Perú tienen como referencias internacionales más simulares:

• PJM para el mercado anticipado 3 años

• New York ISO para el mercado anticipado 1 año.

En ambos casos existe la obligación de la demanda de cubrirse con contratos bilaterales, autogeneración o compras en el mercado de capacidad. Pero esta obligación se refiere a la potencia, la energía puede comprarse libremente según convenga a cada agente.

Si bien ambos mercados pueden considerarse exitosos, es conveniente mencionar que existe una diferencia importante con el caso de Perú. En los mercados de USA no existen obligaciones de contratación para la demanda, y siendo estos voluntarios suelen ser de plazos mucho más cortos que en Perú. Como existen mercados organizados ya sea OTC y de productos estandarizados, buena parte de los contratos salen de estos mercados, donde los productos tienen duraciones cortas (semanas a pocos años). Además la demanda compra una parte importante de su consumo de electricidad en el mercado spot.

Por lo tanto la obligación de la demanda de estar cubierta con contratos, generación propia y/o compras en el mercado de capacidad en conjunto con la inexistencia de obligaciones de contratación da mucho mayor demanda y en consecuencia liquidez al mercado de capacidad. Además, dada la corta duración de los contratos bilaterales, el mercado de capacidad de PJM da a las centrales nuevas la posibilidad de recibir pagos por varios años, como reemplazo a la posibilidad de poco probables contratos bilaterales de largo plazo.

Al comparar con el Perú, la principal fuente de cobertura de los inversores son los contratos de largo plazo, estimulados a su vez con la obligación de cobertura de la demanda con contratos de Potencia Firme y energía asociada.



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Por lo tanto no es imprescindible que el mercado de Potencia Firme propuesto opere con gran antelación y otorgue pagos por largos períodos, pues esto puede incluso obstaculizar a que demanda o generadores que en un momento no están cubiertos con Potencia Firme y deban comprarla en el mercado de Potencia Firme puedan luego entrar en contratos bilaterales.

En estos momentos hay varios mercados de capacidad en proceso de desarrollo e implementación, pero que todavía no permiten enseñanzas sobre su funcionamiento. En algunos casos estos mercados tienen otro objetivo, que es asegurar una remuneración mínima a los generadores convencionales que han perdido despacho por la entrada masiva de generación renovable intermitente. En otros coincide con los objetivos del Perú de asegurar el suministro con un nivel de confiabilidad adecuado.

Por ejemplo el nuevo mercado Británico de capacidad muestra similitudes con el de PJM y el que se propone para el Perú.

En el diseño británico el nivel de capacidad requerido lo establece la DECC considerando un estándar de confiabilidad (nivel de LOLE). El operador del sistema de transmisión se encargará de realizar las subastas convocadas con 4 años antes del periodo donde se requeriría la capacidad, estimando los requerimientos futuros de capacidad. El diseño busca incentivar la inversión en nueva capacidad reduciendo la incertidumbre que enfrentan. Por ello, las nuevas centrales de generación podrán suscribir acuerdos por 15 años donde permanezcan fijos los pagos que recibirían, mientras que los acuerdos para las centrales que requieren repotenciación y las centrales existentes tendrán una duración de 3 años y 1 año respectivamente.



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6. Propuesta de mecanismo de reconocimiento y pago de la Potencia Firme

La siguiente propuesta es de carácter preliminar y toma como base tanto los resultados de los estudios encargados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, así como el desarrollo realizado por el servicio de consultoría de “Reforzamiento del sistema de implementación de la planificación de la generación eléctrica” llevado a cabo por el consorcio AF Mercados EMI y Deloitte & Touche S.R.L.

Estos ajustes suponen continuar con la reforma introducida por la Ley N° 28832, en cuanto los incentivos de inversión sean mediante precios descubiertos a través de procesos competitivos en los que se promueva el desarrollo del sector eléctrico. Igualmente, dar consistencia a la Ley N° 29970, en tanto es objetivo de la misma promover la seguridad energética, siendo necesario que ésta se encuentre adecuadamente articulada con la LCE, la Ley N° 28832, el Decreto Legislativo N° 1002 y la gran cantidad de contratos ley que se han suscrito como resultado de medidas de emergencia. .

6.1. Conceptualización de la Propuesta La propuesta pretende establecer claramente la obligación que ocasiona en cada generador el beneficio de recibir la remuneración por el pago por capacidad. El valor de dicho pago se pretende sea despejado mediante un proceso competitivo en el cual, los generadores ofrezcan la cantidad por la cual desean comprometerse y el precio firme que les será aplicable. De esta forma se incentivaría el ingreso de nueva generación evitando la incertidumbre regulatoria que supone hoy en día la remuneración de la Potencia Firme utilizando el valor del Precio Básico de Potencia que calcula administrativamente OSINERGMIN.

La Potencia Firme máxima a ser ofrecida será calculada por el COES considerando únicamente las características técnicas de las unidades de generación, desligándose por tanto del valor de la máxima demanda del



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sistema, lo que permite asegurar un valor estable para efectos de medir la confiabilidad del sistema. En el caso de la generación hidroeléctrica en particular su Potencia Firme se determinará a partir de la energía firme promedio mensual de los seis meses de menor afluencia hidrológica.

Igualmente, la energía firme atribuible a cada unidad de generación será calculada por el COES anualmente considerando las características técnicas de las unidades de generación conjuntamente con la disponibilidad real de combustibles en el caso de centrales termoeléctricas y de agua en el caso de hidroeléctricas, desligándose por tanto del valor de la demanda de energía del sistema. Dicha energía en el caso de centrales hidroeléctricas no será revisable dentro del año de cálculo al depender en su mayoría de eventos no controlables por el generador; en tanto, en el caso de centrales termoeléctricas, se reajustará conforme el generador demuestre disponibilidad de menos o más combustible que el previsto al inicio de cada año.

Tal como ocurre hoy en día el Ministerio de Energía y Minas fijará cada cuatro años (4) el margen de reserva que se considera necesario como mínimo para la correcta operación del SEIN. No obstante, dicho margen será establecido a propuesta del COES, pero considerando los lineamientos que, para evaluar la confiabilidad del suministro eléctrico, establezca dicho Ministerio.

La demanda (Usuarios Libres y Distribuidores) debe contratar la Potencia Firme Contratada con los generadores, que garantice la cobertura de su demanda y el Margen de Reserva a través de:

i. Contratos de suministros bilaterales o de libre negociación, en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas.

ii. Contratos que resulten de licitaciones de suministros, en el marco de la Ley N° 28832.

El COES verificará el cumplimiento de estos respaldos de cada uno de los Usuarios Libres y Distribuidores, mediante un seguimiento continuo y de mediano plazo, y en caso se tengan Usuarios Libres y/o Distribuidores sin respaldo, estos podrán participar en las Subastas de Capacidad que se desarrollen en el marco de la Ley N° 29970, como clientes iniciales.

La remuneración por la potencia de los generadores será en función de sus contratos suscritos con la demanda, ya sea mediante cualquiera de las modalidades descritas en los párrafos anteriores, y la verificación del cumplimiento con la Potencia Firme Comprometida. En estos casos, se podrá agregar de manera opcional un mercado secundario organizado donde se pueda comprar (o vender) la Potencia Firme que les sobre (o falte) entre los agentes, donde se puede incluir, de acuerdo con los criterios que establezcan los procedimientos técnico respectivos, a los Usuarios Libres que deseen ofertar un precio por su Compromiso de Racionamiento Voluntario (CRV), para lo cual previamente estos Usuarios Libres deberán estar calificados por el COES.

6.2. Aplicación de la propuesta A continuación se presenta una aproximación de cómo se podría instrumentar la propuesta presentada; la misma que será motivo de mayor análisis para efectos de identificar aspectos de detalle que permitan conciliar la



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normatividad vigente (contratos ley incluidos), sin que ello suponga expedir nuevas leyes.

6.2.1. Reglamento de la LCE

Actualmente los Artículos 102° a 104° y 109° a 113° del Reglamento de la LCE tratan de los siguientes aspectos:

Cuadro 5.1

Artículo Contenido

102° Obligación ex - ante de satisfacer Energía Firme anual contratada

103° Consideraciones de cálculo de Energía Firme Anual y posibilidad de ser reajustada sino es suficiente para atender la demanda prevista.

104° Verificación del COES del cumplimiento de obligación de contar con suficiente Energía Firme anual.

109° Componentes del cálculo de las transferencias de potencia (ingresos garantizados por Potencia Firme, ingresos adicionales por potencia generada y egresos por compra de potencia)

110° Consideraciones de cálculo de la Potencia Firme y posibilidad de ser reajustada sino es suficiente para atender la máxima demanda prevista.

111° Consideraciones para valorizar los egresos por compra de potencia utilizando como precio el Precio Básico de Potencia. Descuento de lo recaudado por aplicación del factor de incentivo a la contratación, y descomposición del saldo mediante la aplicación del factor de incentivo al despacho.

112° Procedimiento para asignar ingresos garantizados por Potencia Firme.

113° Procedimiento para asignar ingresos adicionales por potencia generada.

6.2.2. Propuesta de Mecanismo de Reconocimiento y Pago de Potencia

Artículo 1.- Definiciones

Todas las palabras, ya sea en singular o plural que empiecen con mayúsculas, tienen los significados que se indican a continuación o los que se definan en las leyes aplicables

1.1 Adjudicatario: Es el postor al cual se le adjudica la Buena Pro de la Subasta de Capacidad. La Subasta puede tener uno o más Adjudicatarios.



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1.2 Contrato: Es el Contrato entre cada Generador Adjudicatario y cada Cliente Inicial, por el cual el primero se compromete a poner a disposición del SEIN una cantidad de potencia firme, la cual será contabilizada para el cumplimiento de la obligación de cobertura con potencia firme de la demanda.

1.3 Clientes Iniciales: Son los Distribuidores o Usuarios Libres que no haya cumplido con su obligación de cubrir su demanda máxima más el margen de reserva requerido con contratos con generadores que suministren Potencia Firme Contratada, y que en consecuencia debe participar de las Subastas de Capacidad.

1.4 Demanda Máxima Mensual: Demanda mensual de potencia de la Distribuidora y Usuario Libre integrada en períodos sucesivos de quince minutos.

1.5 Gran Usuario Interrumpible o GUI: Es un Usuario Libre o Gran Usuario que ha sido calificado por el COES para ofrecer Potencia Interrumpible en base a lo dispuesto en el Reglamento de Potencia Interrumpible, y que ha firmado un Compromiso de Racionamiento Voluntario.

1.6 Intervalo de Máximo Requerimiento Térmico: Es la semana del año en que en presencia de un año seco resulta máxima la generación térmica necesaria para abastecer la demanda.

1.7 Oferta: Es la Propuesta que formula un Postor. Está compuesta, por la potencia firme ofertada para el Período de Provisión, expresada en MW y el precio correspondiente, expresado en US$/MW-año. Indicará también la aceptación o no de una asignación parcial en la Subasta. En caso de nueva generación que está en proceso de construcción o se prevé estará disponible a la fecha en la que se debe asegurar su disponibilidad.

1.8 Participante: Es la persona o empresa que sea un Agente Generador reconocido del SEIN y que haya registrado donde el Adjudicatario.

1.9 Participante Inversor: Es un Participante que prevé instalar nueva capacidad para ponerla en servicio entre la fecha de la Subasta y antes del comienzo del Período de Provisión. Para ser considerado Participante deberá presentar información adicional en el momento de solicitar ser considerado participante. Los Participantes Inversores podrán solicitar que la Tarifa Adjudicada tenga una validez de hasta cinco años.

1.10 Potencia Firme Adjudicada: Es la cantidad de potencia firme comprometida que el Adjudicatario se obliga a poner a disposición del sistema, la cual debe corresponder a una central generadora del Adjudicatario, hasta la Fecha de Término del respectivo contrato.

1.11 Potencia Requerida: Es la cantidad total de la potencia no coberturada por los Clientes Iniciales, materia de la Subasta de Capacidad.

1.12 Postor: Es el Participante que cumple con los requisitos de las Bases y en consecuencia puede presentar una oferta.

1.13 Precio de Adjudicación: Es la oferta de precio de cada Generador Adjudicatario seleccionado en US$/MW-año. Este precio se le garantiza a cada Adjudicatario por la disponibilidad de Potencia Firme hasta el límite de su Adjudicada. Cada Precio de Adjudicación tiene carácter de firme y es aplicado únicamente durante el Plazo de Vigencia.

1.14 Precio Máximo: Es el precio tope para efectos de la Subasta de Capacidad.



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1.15 Reglamento de Subasta de Capacidad: Es el Reglamento que Incentiva el Incremento de la Capacidad de Generación Eléctrica dentro del Marco de la Ley N° 29970, aprobado con aprobado con Decreto Supremo N° 038-2013-EM y modificado con el Decreto Supremo N° 002-2015-EM

1.16 Subasta de Capacidad: Es el proceso de subasta convocado en el marco del Reglamento de Subasta de Capacidad.

Artículo 2.- Determinación del Margen de Reserva

El Ministerio de Energía y Minas, mediante Resolución Ministerial, fijará un único Margen de Reserva para el SEIN por un periodo de vigencia de los próximos cuatro (4) años, a propuesta del COES, el cual deberá cumplir con los criterios de confiabilidad y con el objetivo de minimizar la máxima generación térmica, establecidos en el procedimiento técnico respectivo.

El COES, tres meses antes del término de la vigencia del Margen de Reserva, en caso lo justifique, propondrá al Ministerio de Energía y Minas modificar el Margen de Reserva, conforme lo establezca el respectivo procedimiento técnico. De no mediar propuesta del COES, se mantendrá vigente el Margen de Reserva por un periodo de cuatro (4) años siguiente.

Artículo 3- Determinación de Potencia Firme y Energía Firme

La Potencia Firme y Energía Firme máximas de los generadores integrantes o no del COES, incluyendo auto generadores que quieran participar en este mercado, será calculada por el COES antes del inicio de cada año, en base a los siguientes criterios a) Potencia y energía disponible de cada central termoeléctricas

respaldado con los combustibles de que haga uso multiplicada por los índices de indisponibilidad programada y fortuita de las unidades.

b) Potencia y energía disponible de las centrales hidroeléctricas se

calcularan mediante simulaciones de un año con hidrología con probabilidad de excedencia del 95%. Las simulaciones tendrán como objetivo minimizar el máximo requerimiento térmico durante el período simulado.

c) La Potencia y Energía Firme máxima determinada no podrá ser

modificada hasta el próximo periodo de cálculo.

El COES propondrá a Osinergmin, los procedimientos técnicos de determinación de Potencia Firme y Energía Firme para la aplicación del presente artículo, que incluirá los procedimientos de verificación dentro de los contratos suscritos por los Generadores y dentro de la disponibilidad de las unidades de generación mediante pruebas de arranque en forma aleatoria con el objeto de evaluar su disponibilidad real.

Artículo 4.- Respaldo con Potencia Firme

Los Usuarios Libres y los Distribuidores deberán contratar Potencia Firme que garantice la cobertura de su demanda y el Margen de Reserva, conforme a lo siguiente:

MD * (1+MR) ≤ PFC

Donde:

a) MD: Es la máxima demanda esperada del Usuario Libre ó Distribuidor.



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b) MR: Es el Margen de Reserva establecido por el Ministerio de Energía y Minas conforme al Artículo 1°.

c) PFC: Es la totalidad de la Potencia Firme Contratada por el Usuario Libre o Distribuidor a través de los contratos con los Generadores.

En caso que los Usuarios Libres y los Distribuidores no garanticen la cobertura de su demanda mas el margen de reserva con los contratos de suministros bilaterales o de libre negociación, en el marco de la Ley de Concesiones Eléctricas o contratos que resulten de licitaciones de suministros de largo plazo, en el marco de la Ley N° 28832 deberán adquirir la Potencia Firme Contratada sin cobertura participando en las subastas de capacidad que establece el Reglamento de Subasta de Capacidad como clientes iniciales.

Artículo 5.- Verificación del Respaldo con Potencia Firme

El COES anualmente evaluará el cumplimiento de la obligación contenida en el Artículo 3 precedente para los siguientes cuatro años y para todos los Obligados, sobre la base de la información reportada por sus integrantes.

La información reportada por los Distribuidores deberá indicar sus requerimientos de Potencia Firme destinados a sus Usuarios Regulados. Los Usuarios libres informarán al COES de su demanda máxima mensual prevista para los próximos cuatro años.

Los resultados obtenidos por el COES serán remitidos a Osinergmin y publicados en la web institucional del COES, en el mes de junio de cada año.

En caso que un Usuario Libre o Distribuidor no tenga cubierta su demanda con contratos para el periodo de evaluación, el COES le informará en el mes de octubre de cada año que su demanda no cubierta será incluida en la Potencia Requerida a contratar en la Subasta de Capacidad.

Esta Potencia Requerida será informada por el COES al Ministerio de Energía, en cumplimiento del Artículo 3° del Reglamento de Subasta de Capacidad.

Artículo 6.- Lineamientos generales de las Subastas de Capacidad

Las Subastas de Capacidad que se realicen al amparo del Reglamento de Subasta de Capacidad, seguirán los siguientes lineamientos generales:

a) La participación de los Usuarios Libres y Distribuidores que de acuerdo con la verificación del COES prevista en el Artículo 5° precedente no cumplan con el Respaldo con Potencia Firme de su demanda, será obligatorio en las Subastas de Capacidad, pudiendo obtener dicho respaldo previamente a la subasta a través de contratos bilaterales. Los Usuarios Libres y Distribuidores que participan en la Subastas de Capacidad y resultan adjudicatarios de la misma, serán considerados Clientes Iniciales, conforme a las condiciones previstas en las Bases.

b) El producto que se adquiere en la Subasta de Capacidad será un compromiso de Potencia Firme Contratada, que permitirá a los Clientes Iniciales respaldar su máxima demanda más el margen de reserva. El compromiso será suscrito con tres años de anticipación y por un plazo que no será menor de 5 años y mayor de 10 años para los Participantes Inversores; para los Participantes con generación existente estos podrían ser por plazos de un año.



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c) Los Generadores Adjudicatarios deberán cumplir con poner en disposición del SEIN, la Potencia Firme Contratada conforme a los procedimientos que establezca el COES, y debiendo en consecuencia seguir las instrucciones del COES y producir la energía que resulte despachada. En caso la unidad se declare indisponible, no recibirá el pago adjudicado en la Subasta de Capacidad, a menos que respalde su compromiso con otro generador con potencia firme no contratada.

d) La Adjudicación de las ofertas presentadas en la Subasta de Capacidad, expresada en US$/kW-mes, será por los menores precios hasta cubrir el requerimiento. Se descartarán las ofertas que soliciten un precio mayor que el precio máximo de la Subasta, fijado por Osinergmin.

e) Resultan adjudicatarios todo los Participantes que hayan presentado ofertas con precios menores al precio máximo, hasta cubrir la Potencia Requerida.

f) Los contratos de capacidad serán suscritos por los Generadores Adjudicatarios y los Clientes Iniciales, bajo las condiciones o formas que establezcan las Bases de las Subastas.

g) Los Generadores Adjudicatarios podrán suscribir contratos de suministro de energía sin potencia firme con Usuarios Libres o Distribuidores. .

h) Se podrán realizar Subastas de Ajuste por lo motivos siguientes: i) Cambios en las proyecciones de demanda de los clientes iniciales; o ii) Atrasos en la construcción de nuevas centrales de los Generadores Adjudicatarios que hayan sido Participantes Inversores iii) nuevos contratos suscriptos por los generadores adjudicatarios, iv) cambios en la PF de los adjudicatarios. En las Subastas de Ajuste se seguirán los mismos mecanismos y criterios con que se realizaron la Subasta de Capacidad.

i) Las Subastas de Ajuste se realizarán con anticipaciones de 2 años, 1 año y 6 meses al Período de Suministro, y seguirán el mismo mecanismo para la Subasta de Capacidad.

Artículo 7.- Cumplimiento de los Requerimientos de Potencia Firme

Se considerará que un Distribuidor o Usuario Libre han cubierto su obligación de cobertura con Potencia Firme cuando luego de la última Subasta de Ajuste demuestren que tengan contratos que cubran su demanda más el margen de reserva tal como se establecen en el Artículo 4.

En esta misma oportunidad, los Generadores que sean partes de un contrato de suministro o de un contrato de subasta de capacidad deberán demostrar que su Potencia Firme Contratada no supera a la Potencia Firme máxima establecida por COES según lo especificado en el Artículo 3, o contratadas con terceros que tengan Potencia Firme mayor que sus compromisos de contratos.

Para el caso de demanda que no hay logrado su cobertura porque la potencia firme ofertada en las subastas no haya sido suficiente para atender toda la demanda, el COES considerará las ofertas de precios presentados por los Usuarios Libres que brinden el Compromiso de Racionamiento Voluntario (CRV), previamente calificado por el COES, conforme a los procedimientos técnicos que se establezcan.

En caso que aún no se pueda cubrir la demanda total de Potencia Firme, los Distribuidores y Usuarios Libres que no hayan logrado su cobertura con Potencia Firme serán eximidos de la obligación. No obstante, en caso que



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en cierto momento del año la potencia total disponible sea insuficiente para satisfacer la demanda del SEIN, se racionará en primer término aquella demanda de Usuario Libre y/o Distribuidor, no respaldada con contratos de suministro y/o contratos de Potencia Firme, sin derecho a compensación económica alguna.

El COES establecerá el procedimiento técnico para la verificación del cumplimiento de los requerimientos de potencia firme, donde incluirá criterio para lograr un nivel adecuado de competencia y para mitigar el abuso de poder de mercado, en el caso que se proponga un mercado de compra (venta) de potencia firmes entre los generadores con excedencia (déficit) de sus compromisos de contratos.

Los pagos y cobros entre Compradores y Generadores Adjudicatarios se efectuarán mensualmente, conforme a las liquidaciones que efectúe el COES. Las liquidaciones establecerán los montos y responsabilidades de pago y cobro de cada Participante.

Artículo 8. Participantes Inversores

Un Participante Inversor que resulta adjudicatario en una Subasta de Capacidad debe cumplir los siguientes procedimientos y actividades:

1. Entre la fecha de adjudicación y el Período de Provisión, el Participante deberá presentar en forma anual y nueve meses antes del Período de Provisión, informes con carácter de declaración jurada que describan el avance de las obras y los eventuales retrasos. Osinergmin podrá auditar estos informes, así como la verificación en sitio del progreso de las obras.

2. En caso se concluya que la potencia firme adjudicada no estará disponible para el Período de Provisión, el Participante Inversor deberá comprar esa misma cantidad en la última Subasta de Ajuste previa al Período de Provisión. No obstante, en caso de verificarse el atraso previamente, podrá hacer la compra en cualquiera de las subastas de ajuste.

En caso que no pudiera comprar la cantidad necesaria por falta de oferta en estas Subastas de Ajuste, podrá obtener la cantidad faltante en el mercado secundario, y de no obtenerla perderá la condición de Participante Inversor y deberá pagar una penalidad igual al Precio Adjudicado por la potencia firme no provista.

En caso que se concluya la obra de nueva capacidad, durante el primer Período de Provisión recibirá la Tarifa de Adjudicación.

Disposición Complementaria Transitoria

Primera: El Ministerio establecerá el primer margen de reserva para su entrada en vigencia el 01 de mayo de 2015.



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7. Próximos pasos

La presente propuesta debe ser puesta en conocimiento de los agentes del SEIN, así como del público en general, con la finalidad que sea discutida, otorgando un plazo para recibir las respectivas opiniones y sugerencias, para lo cual será publicado en la página Web institucional (www.osinergmin.gob.pe).

Estas opiniones y sugerencias de los agentes serán analizadas por la consultoría encargada del servicio “Reforzamiento del sistema de implementación de la planificación de la generación eléctrica” llevada a cabo a través de PROSEMER, con la finalidad de mejorar la Propuesta de Mecanismo de Reconocimiento y Pago de Potencia, antes de ser remitida al Ministerio de Energía y Minas.

[jmendoza]

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Términos de Referencia - OSINERGMIN -GART€¦ · capacidad firme de una turbina a gas que opera utilizando petróleo Diesel 24, multiplicado por un factor que reconoce la reserva