Regulación y monitoreo del mercado eléctrico peruano

2019
REGULACIÓN Y MERCADO
ENERGÉTICO DE CORTO
PLAZO

TEMA
MARKET MONITORING
Ing. Roberto Carlos
Tamayo Pereyra
https://www.linkedin.com/in/roberto-carlos-tamayo-
pereyra-64499339/
roberto.Tamayo.p@gmail.com

El objetivo principal del Curso es presentar diversos aspectos
del seguimiento del Mercado Eléctrico y centrarse en el
reconocimiento de los parámetros económicos, colocando un
énfasis especial en el poder de mercado, el rendimiento del
mercado y vigilancia del comportamiento.
El curso proporciona una vista del seguimiento y sus
componentes.
Presenta Técnicas de monitoreo y además indica la
necesidad de Modificar la estructura existente o desarrollar
una nueva estructura del sistema de seguimiento basado en
nuevos índices que podría ser utilizado tanto por el operador
como por los participantes del mercado.
Objetivo

CONTENIDO
I. Introducción
II. Fallas de Mercado Potenciales en el MCP
III. Medición del “Poder del Mercado” en MCP
IV. Mecanismos para contrarrestar el poder
de mercado en el MCP
V. Propuesta Osinergmin para Monitorear el MCP

CONTENIDO
I. Introducción
II. Fallas de Mercado Potenciales en el MCP
III. Medición del “Poder del Mercado” en MCP
IV. Mecanismos para contrarrestar el poder
de mercado en el MCP
I. Propuesta Osinergmin para Monitorear el MCP

¿QUÉ ES
EL PERÚ
AL 2017?
Fuente : Ing. Luis Espinoza
31 Millones de
Habitantes
215 Mil Millones de
US$ de PBI
7.5 Millones de
Viviendas
7.0 Millones con
Electricidad y
6.2 Millones con
Agua
44 TWh de
Electricidad
Consumida
250 Mil Barriles por Día de
Combustible Consumido 90%
2 Millones de Vehículos
Autos 860 43%
Station Wagon 290 15%
Camionetas 539 27%
Omnibus a más 291 15%
Total 1980 100%
Miles de Unidades
50 TWh de
Electricidad
Producida
88%
370 Millones de PC/D
(60%) de Gas Natural
usado en GE
30 TWh (60%) de
EE Producida con
RER
20 TWh (40%) de
EE Producida con
Gas Natural
600’ PC/D de GN
Consumido en el
Perú
43 Mil Bls/D de Petróleo
91 Mil Bls/Día de Líquidos del GN
134 Mil Bls/D
1650 Millones de PC/D
de GN Producido 650 Millones de PC/D
de GN Exportados
36%
39%
Reinyección = 400’ PC/D (24%)
Libres (56%)
Regulados (44%)

¿QUÉ ES
EL PERÚ AL
2017?
31 Millones de
Habitantes
215 Mil Millones de
US$ de PBI
434 TJ/D de
Electricidad
Consumida
1500 TJ/D de Combustible
Consumido 90%
2 Millones de Vehículos
Autos 860 43%
Station Wagon 290 15%
Camionetas 539 27%
Omnibus a más 291 15%
Total 1980 100%
Miles de Unidades
493 TJ/D de
Electricidad
Producida
88%
296 TJ/D (60%) de
EE Producida
con RER
197 TJ/D (40%) de
EE Producida con
Gas Natural
685 TJ/D de GN
Consumido en el Perú
422 TJ/D (60%) de Gas
Natural usado en GE
Eficiencia = 47%
1883 TJ/D de GN
Producido 742 TJ/D de GN
Exportados
36%
39%
260 TJ/D de Petróleo
500 TJ/D de Líquidos del GN
760 TJ/D
Reinyección = 456 TJ/D (24%)
7.5 Millones de
Viviendas
7.0 Millones con
Electricidad y
6.2 Millones con
Agua
Libres (56%)
Regulados (44%)

EVOLUCIÓN DE LA OFERTA SEIN
Fuente: UGESEIN-Osinergmin

El total de la producción de energía eléctrica de la empresas generadoras integrantes del COES en el mes
de agosto 2019 fue de 4 401,60 GWh, lo que representa un incremento de 179,72 GWh (4,26%) en
comparación con el año 2018.
Fuente: COES

I. Introducción

0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
1
10
19
28
37
46
55
64
73
82
91
100
109
118
127
136
145
154
163
172
181
190
199
208
217
226
235
244
253
262
271
280
289
298
307
316
325
334
343
352
361
MWh Generación Hidroeléctrica diaria - SEIN
2008 2012 2013 2014
2015 2016 2017 2018
Se muestra la evolución diaria de la producción hidroeléctrica durante el
año 2018 en comparación con valores históricos de años anteriores

Complementariedad
hidrológica entre las áreas
Centro-Sur con el Norte
Se incrementa la oferta hidráulica
pero los mínimos de producción se
mantienen

Balance Oferta – Demanda al 2025
(*) Se estima en 23 % la reducción de potencia de las centrales hidráulicas por efecto de la hidrología.
(**) Con proyección del incremento de demanda del 4% a partir del 2018.
Se considera los
efectos de la
hidrología y de la
demanda,
observándose
que luego de
cubrir ésta última
se tendría un
suficiente margen
de reserva.

Diagnóstico - Plan de Transmisión 2021-2030
Caso Base sin Disponibilidad de Gas Natural en el Sur
Fuente: Informe COES/DP-01-2019, escenario medio.
Año
Producción diésel en
GWh/año
Incremento Costo
Operación sin GSP en
Millones US$
2021 64 2
2022 777 11
2023 3047 469
2024 5948 963
2025 10323 1675
2026 13761 2000
2027 17073 2559
2028 19892 3169
Generación Diésel en el Sistema
COES estima que los Costos
Marginales en el 2024 podrían
llegar a 200 US$/MWh
De acuerdo al COES, el Retraso del GSP hasta 2024 incrementaría en U$ 1440 Millones por generación
con diésel (más cara y contaminante) lo que tendría un impacto negativo en la tarifa al cliente final.
Nueva generación RER es una alternativa por su bajo costo y rápida implementación.

Evolución mensual de la demanda de principales Usuarios Libres del SEIN
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
ene-11
mar-11
may-11
jul-11
sep-11
nov-11
ene-12
mar-12
may-12
jul-12
sep-12
nov-12
ene-13
mar-13
may-13
jul-13
sep-13
nov-13
ene-14
mar-14
may-14
jul-14
sep-14
nov-14
ene-15
mar-15
may-15
jul-15
sep-15
nov-15
ene-16
mar-16
may-16
jul-16
sep-16
nov-16
ene-17
mar-17
may-17
jul-17
sep-17
nov-17
ene-18
mar-18
may-18
jul-18
sep-18
GWh
Sur Centro Norte
EVOLUCION MENSUAL DE LA DEMANDA DE PRINCIPALES CARGAS
(USUARIOS LIBRES) DEL SEIN

En la minería, es notorio que el auge de producción se produjo durante el 2014 y 2015. Ahora esperamos
los resultados del auge de inversión que se viene gestando, aspecto que se manifestará optimistamente en
el 2021, dependiendo de los avances de los proyectos, así como de la tendencia de los precios de los
metales

Evolución de la reserva fría operativa, incluyendo lo esperado según lo estimado
para la siguiente semana. La reserva fría o no sincronizada, se define como la
sumatoria de las capacidades de potencia disponibles de las unidades no
sincronizadas y listas para ingresar en servicio a solicitud del Coordinador.

(GWh) Variación 2019/2018/2017/2016
PARTICIPACIÓN DE LA PRODUCCIÓN (GWh)
DE 11 EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES
Fuente: COES

Evolución de Número de Empresas
Integrantes del COES 2008 - 2018
A la fecha el numero de Empresas
de Generación y Distribución
es 60 y 13 respectivamente.
Fuente: COES
Fuente: COES

1996
2006
Ley N° 12378
Ley de la Industria
Eléctrica
Ley N° 13979
Ley de Servicios
Eléctricos
Nacionales
DL N° 19521
Ley que
Nacionalizó el
Sector Eléctrico
Ley N° 23406
Ley General de
Electricidad
Ley N° 25844
Ley de las
Concesiones
Eléctricas
Ley N° 26734
Ley que crea
Osinergmin
DL N° 020-1997-EM
Norma Técnica de la
Calidad de los Servicios
Eléctricos
Ley N° 28832
Ley para asegurar el desarrollo
eficiente de la Generación
Eléctrica
Ley N° 28746
Ley de Electrificación Rural
DL N° 1002
Promueve el desarrollo de Energía
Renovables
Ley N° 29970
Ley que afianza la Seguridad Energética
Ley N° 29852
Fondo de Inclusión Social
Energético
DL N° 1224
Ley Marco de Asociación Público Privadas
DL N° 1221
Mejora la Regulación de la Distribución de
la Electricidad
19921982197219621956
2008 2012 2015
1997
Marco Normativo General

NTCSE: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
NTCOTRSI: Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados
NTIITR: Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del SEIN
Los procedimientos del COES:
✓ De 1994 al 2000 eran aprobados por el COES.
✓ De 2001 al 2006 eran aprobados por el MINEM.
✓ De 2006 en adelante son aprobados por el OSINERGMIN.
Marco Normativo Técnico
1992 1997 1999 2001 2005 2006 2007 2008 2012 2013 2014 2015 2017
NTCOTRSI
Ley de las
Concesiones
Eléctrica
PR-22
PR-21
NTCOTRSI
(Actual)
NTIITR NTIITR
(Actual)
PR-20
PR21
RPF
PR-22
RSF
SCADA/AGC
NTCSE
DS N°040-EM
Término
“Inflexibilidad
Operativa”
DL 1221
Generació
n
Distribuida
DL 1002
Generación de
Electricidad con
Energía
Renovables
Ley N°28832
Servicios
Complementarios
2016
DS N°026-EM
Reglamento
del MME
Procedimiento de
monitoreo del
MME
Procedimiento
Inflexibilidades
Operativas (2019)

Acontecimientos en
El Mercado Mayorista
Electricidad

Existe una relación clara entre la situación económica de cada país y su
demanda eléctrica

2000-2017: 69 %
La matriz no está
adecuadamente diversificada
a pesar de lo establecido en
el DS 064-2010/EM
Crecimiento Medio Anual
2000-2005: 4,7%
2006-2010: 6,8%
2011-2016: 6.2%

Crecimiento Anual del Consumo de Electricidad
2004 - 2018
Fuente: COES
Fuente: COES

500
1,500
2,500
3,500
4,500
5,500
6,500
500
800
1,100
1,400
1,700
2,000
2,300
2,600
2,900
3,200
3,500
3,800
4,100
4,400
4,700
5,000
5,300
5,600
5,900
6,200
6,500
6,800
7,100
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Set
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Set
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Energía
(GW.h)
Demanda
(MW)
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA Y ENERGÍA PRODUCIDA
2012- 2019*
DEMANDA MÁXIMA
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
Tasa de crecimiento (%)
T. Crec. 01-2012 a 02-2019 Producción de Energía = 5.5%
T. Crec. 01-2012 a 02-2019 Máxima demanda= 4.4%
7,121
6,565
Incremento demáxima
demanda en 2% de 2016 a
2017 (febrero)
Incremento anual de
máxima demanda en 3.7%
de 2015 a2016.
Incremento anualde
de 2014 a2015
Incremento anual de
de 2013 a2014
Incremento anual de
de 2012 a2013
4000.70 GW.h mes de
diciembre año 2015
3606.96 GW.h mes de
diciembre año 20143445.08 GW.h mes de
diciembre año 2013
3274.57 GW.h mes de
diciembre año 2012
6,904
Incremento demáxima
demanda en 3% de 2017 a
2018 (diciembre)
4235.88 GW.h mes de
diciembre año 2016
4225.38 GW.h mes de
diciembre año 2017
4541.20 GW.h mes de
diciembre año 2018
▪ Máxima Demanda en febrero 2019: 7 121 MW.
▪ Energía a febrero 2019: 4 194 GWh.

Régimen de declaración de
precios de Gas Natural
➢ Solo los titulares de centrales de generación a gas
natural declaran sus costos, el resto sustenta.
➢ Existen inflexibilidades contractuales para el S, T y
D de GN.
➢ Existe un mercado secundario de GN incipiente.
Esquema para la contratación de gas natural para la generación
Contrato
Suministro
Contrato
Transporte
Contrato
Distribución
Precio
Total
Mercado de Corto Plazo (MCP)
(Los participantes compran para cubrir sus contratos o
vende luego de cubrir sus contratos, a costo marginal)

En diciembre de 2017, luego de 11 años, se promulgó el DS 043-2017, el cual
estableció un precio mínimo al precio del GN, según la fórmula establecida siguiente:
Donde:
PMGNi : Precio mínimo de gas natural para el Generador “i” (USD/MMBTU)
CDCi : Cantidad diaria contractual del Generador “i” (MMPCD)
Pefij : Potencia Efectiva de la unidad de generación “j” utilizando gas natural, determinada conforme al
Procedimiento Técnico del COES N° 18 (o el que lo sustituya), perteneciente al Generador “i” (kW).
CeCij : Consumo especifico de calor de la Unidad de Generacion “i” (convertido en MPC/MWh)
TOP : Porcentaje del consumo diario contratado sujeto a la condicion “Take or Pay” o cualquier otra denominación
estipulada en el respectivo contrato de suministro, que el generador está obligado a pagar independientemente de su consumo efectivo
(%).
PSG : Es el precio de suministro de gas natural (no incluye transporte y distribución) aplicable según el respectivo
contrato de suministro de gas natural, incluidos los descuentos aplicables.
A partir de la vigencia del DS 043-2017 los precios declarados de GN, han sido
acotados por el precio mínimo determinados por la referida fórmula.

Contexto Camisea
Año de la interconexión de los
sistemas Centro Norte y Sur del SEIN
Año de la incorporación del gas
natural de Camisea como insumo de
la generación térmica del SEIN.
Crisis de los suministros sin
contratos.
Pronto Camisea logró posicionar en la
matriz eléctrica. El 2009 se iba a
enfrentar una leve sequía.
En este año se terminaron de
consolidar los ciclos combinados,
así como proyectos menores que
consumen gas de Camisea.
La hidroelectricidad se incrementa por
la incorporación de proyectos
relativamente grandes como Cerro del
Águila y Chaglla.
Sin lugar a dudas, Camisea significó
mucho en las decisiones de los
inversionistas en nuevos proyectos de
generación de rápida implementación, el
retiro de tecnologías ineficientes a
diésel, y el incremento en el uso de
tecnologías más eficientes como los
ciclos combinados, reduciendo también
la contaminación ambiental.
Pero, ¿las distorsiones?:
Caso de estudio: Declaración de Precios
del GN
https://es.slideshare.net/RobertoCarlosT
amayoP/uso-eficiente-del-gas-natural

1) La respuesta o elasticidad de la demanda no fue
notoria.
2) Durante el Periodo “álgido” (PA), solo un día
tuvo un impacto significativo en el consumo de
D2 por un retraso en la inyección de GN, por
razones fortuitas, pero el SEIN disponía de 21%
de reserva fría (RF) aprox.
3) Este retraso impactó en el costo operativo (CO)
que se venía dando hasta ese momento.
4) El incremento de los caudales, durante el PA,
por decisiones de costo de oportunidad fue muy
importante para los intereses de los agentes.
Así, el sobresalto natural de los agentes por el
PA no tuvo asidero, en tanto haya mecanismos
que respondan a las señales de precio y los
mitiguen; se contó con adecuada RF por una
mayor disponibilidad de GN y uso correcto del
line pack; el operador del sistema (OS) cuida con
minimizar el CO, los CMg son sólo el resultado
de la adaptabilidad del parque y otros; el OS
puede disponer de embalses que le proveen
cierta reserva, pero debe evaluar su costo de
oportunidad futuro.
Parada de Malvinas

POTENCIA FIRME
¿Porque en el Sistema Eléctrico el
Generador Necesita
los Ingresos de Potencia y Energía?

MW
Tiempo
Central de Reserva: Necesita Ingresos de Potencia porque No Opera
Central de Punta: Necesita Ingresos de Potencia porque
Opera Muy Poco
Central de Media Base: Tiene Ingresos de
Energías y No es apremiante los Ingresos
de Potencia
Central de Base: Tiene Ingresos
de Energías y No es apremiante
los Ingresos de Potencia
Centrales
concebidaspor
Seguridad
100%
Curva de Duración de la Carga
Aumentode
Costo
Variable

100%
Capacidad
MW
Disponible
Falla
Potencia Efectiva
Central Térmica
Potencia
Firme
100%
Capacidad
GWh
Central Hidráulica
Energía
Firme95% de
Probabilidad
de Excedencia
Volatilidad
24 horas
Capacidad
MW
6 12 18
Max
Min
Media
Central Solar
Potencia
Media
Volatilidad
Potencia
Efectiva
24 horas
Capacidad
MW
Max
Media
Min
Potencia
Media
Volatilidad
Central Eólica
Potencia
Efectiva

(Precio PPM) x
Demanda Coincidente
(Peaje PCSPT) x
Demanda Coincidente
(CMg) x
Energía
Retirada
(Precio Pactado) x
Potencia Contratada
(Peaje PCSPT) x
Demanda Coincidente
(Precio Pactado de
Energía)
x Energía Retirada
Generador
al COES de ClientesEn el COES
Bolsa de
Potencia
Bolsa de
Energía
Bolsa de
Peajes del
SPT y Otros
Pago de Clientes
Pago a
Transmisores
Y Otros
Transferencias
de Energia al
CMg
Transferencias
de Potencia al
PPM y Reserva
¿Cómo se recauda el Dinero?

¿Cómo se Reparte la Bolsa de Potencia?
• Ingreso Garantizado
• Se reparte lo asignado
de la Bolsa de Potencia
entre las Centrales que
se ubican dentro de la
MD + Reserva
• Ingreso Adicional por
Despacho
• Se convierte lo
asignado de la Bolsa
de Potencia en un
Costo de Falla Horario.
Potencia
Hidráulica
Térmicas de GN
Térmicas de Diesel
Aumentode
Costo
Variable
MáximaDemanda+
Reserva
100%
Precio
Costo Marginal
de Energía
Costo de Falla Horario
El la Hora Punta:
El Costo de Falla Horario
aumenta… privilegiando a
las Centrales de Punta.

Potencia Firme- Barrera de
Acceso a las Renovables Eólica y Solar
100% 95% 66%
4,700
4,450
3,200
P.Efectiva
P.Firme
P.Prom.
GeneradaHidroeléctricas Ciclo Combinado Ciclo simple
100% 99%
60%
3,030
3,000
2,110
P.Efectiva
P.Firme
P.Prom.
Generada
100% 99%
24%
1,060
1,050
280
P.Efectiva
P.Firme
P.Prom.
Generada
Eólicas Fotovoltaicas
100%
0
188
375P.Efectiva
P.Firme
P.Prom.
Generada
100%
0
76
281P.Efectiva
P.Firme
P.Prom.
Generada
(MW)
4,400, 94%
2,950, 97%
590, 56%
% Ingresos por Potencia Firme- Fuente COES 2017
50%
27%
* Datos al 2017: No están incluidos Wayra y Rubí
* *
El reconocimiento de Potencia Firme a las RER permitirá que las mismas puedan competir en igualdad de
condiciones con las tecnologías convencionales y trasladar los beneficios de la competencia a los consumidores
libres y regulados.
Fuente: Enel

Complementariedad
Estacional en Perú
Hidroeléctrica - Eólica
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
0
500,000
1,000,000
1,500,000
2,000,000
2,500,000
3,000,000
3,500,000
abr-16
may-16
jun-16
jul-16
ago-16
sep-16
oct-16
nov-16
dic-16
ene-17
feb-17
mar-17
abr-17
may-17
jun-17
jul-17
ago-17
sep-17
oct-17
nov-17
dic-17
ene-18
feb-18
mar-18
abr-18
may-18
Hidro (eje izquierdo) - Eólica (eje derecho)
CH CE
Estiaje EstiajeAvenida Avenida
MWh MWh
Fuente: Enel

Potencia Firme RER
Máxima Demanda HP y HFP
Fuente: COES
(*) Porcentaje como promedio de
las diferencias porcentuales
mensual entre Máxima Demanda
HP y HFP, se observa disminuye
considerablemente desde 2015
hasta 2018.
2018 primer año con 4
meses con máxima
demanda en HFP
2019 primeros 2 meses
con máxima demanda
en HFP
201720162015
En los últimos años la diferencia entre máxima demanda en HP y máxima demanda en HFP tiende a
disminuir, incluso esta última tiende a ser mayor que la HP en los últimos años.
Fuente: Enel

Una mayor penetración renovable bajará costos operativos
totales, a pesar del significativo aumento de costos de
flexibilidad
Costos totales caen en 18%
Costo operativo unitario(1) (variable, flexibilidad y
impuesto CO2)
Costos de flexibilidad se triplican
Costos de operación caen
35%
Fuente: CELEPSA

El despacho de generación
en el Perú
Elevada potencia despachada por inflexibilidades
termoeléctricas
Todos los días en el SEIN se despachan termoeléctricas fuera del orden de mérito basándose en inflexibilidades
operativas: Potencias mínimas muy elevadas, tiempos mínimos de operación segura extremadamente largos, etc.
El 50% del despacho termoeléctrico en avenida es
calificada por inflexibilidades operativas Fuente: CELEPSA

Consecuencias del despacho
inflexible
La señal de costos marginales es una de las más afectadas
Consecuencias para el sistema eléctrico interconectado:
- Uso ineficiente de recursos no renovables como el gas natural.
- Distorsión permanente de costos marginales.
- Vertimiento hidroeléctrico.
- Sobrecostos para el resto de generadores.
¿Y aquí
hay
espacio
para las
RER?
Fuente: CELEPSA

Evolución del impacto de
inflexibilidades
Una restricción para el aprovechamiento de las RER
La potencia total despachada por
inflexibilidades ha llegado a niveles de
2000 MW en la época de avenida.
Solo entre enero de 2016 y febrero
de 2019, los generadores con plantas
termoeléctricas han recibido S/.180
MM en compensaciones por operarlas
a mínimo técnico.
Fuente: CELEPSA

Situación comparativa de
inflexibilidades
Comparemos los ciclos combinados de Perú con Chile y EEUU
Mercado Eléctrico Termoeléctrica
Tiempo mínimo de
operación
(h)
Tiempo mínimo entre
arranques sucesivos (h)
Potencia Mínima
(% de MW de Potencia
Efectiva)
Perú
CT Chilca 815 MW 168 10 arranques anuales 37%
CT Kallpa 863 MW 168 168 58%
CT Ventanilla 450 MW 168 4 65%
Chile
CT Tocopilla 363 MW 0 0 30%
CT Mejillones 226 MW 0 - 35%
CT San Isidro 379 MW 1 1.5 46%
EEUU Ciclo combinado según PJM 4 3.5 37%
Fuente: CELEPSA

Costo Marginal, Costos Fijos y Variables

Comparación de
Costos Fijos y Variables
301
123
205
66
198
60
0
20
11
32
17
194
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
320
Hidraúlica CC GN
(G+T+D Variable)
CC GN
(T+D Fijo)
CS GN
(G+T+D Variable)
CS GN
(T+D Fijo)
CS aDiésel
CostoFijo(US$/kW-año)yCostoVariable(US$/MWh)
Comparación de Costos Fijos y Variables
Costo Fijo (US$/kW-año) Costo Variable (US$/MWh)
CostoFijo
CostoFijo
CostoFijo
CostoFijo
CostoVariable
Para el Ciclo Combinado y
el Ciclo Simple, cuando el
Transporte + Distribución
se Pagan de Forma Fija,
esto significa que sus
Costos Fijos totales han
aumentado, mientras que
sus Costos Variables han
disminuido.

0
20
40
60
80
100
120
140
160
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Precios Medios por Venta de Energía por Tipo de Cliente (US$/MWh)
Libres Regulados
Alan
García
Alberto Fujimori Toledo
Alan
García
Humala
PPK
Vizcarra
LCE
25844
28832
InicioCamisea
CrisisporFaltadeGas
IngresodeHidráulicas
InicioPrivatización
InicioContratos
LargoPlazo
Fuente: Anuarios Estadísticos OsinergminFuente : Ing. Luis Espinoza
Precios Promedio de Venta al Cliente

0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Evolución de Precios Anuales
PBE (US$/MWh)
CMGE (US$/MWh)
WTI (US$/bl)
Precio del Petróleo (WTI)
Precio de BarraConcursoCamisea
LeydeConcesionesEléctricas(25844)
Ley28832
IniciaCamiseaCSVentanilla(320MW)
CSSantaRosa(300MW)
CCVentanilla(480MW)
CSEnersuryKallpa(2x190MW)
CongestiónTGP
CrisisMundialCSEnersuryKallpa(4x190MW)
CSEnersuryKallpa(6x190MW)
CCEnersuryKallpa(2x870MW)
CCFénix(570MW)
CSTermochilca
(200MW)
CCTermochilca
(300MW)
Hidráulicas(770MW)
Hidráulicas(1000MW)
Hidráulicas(200MW)
Precio de Barra
Precio del Petróleo (WTI)
Evolución de Precios Anuales

0
10
20
30
40
50
60
70
1/01/10
1/04/10
1/07/10
1/10/10
1/01/11
1/04/11
1/07/11
1/10/11
1/01/12
1/04/12
1/07/12
1/10/12
1/01/13
1/04/13
1/07/13
1/10/13
1/01/14
1/04/14
1/07/14
1/10/14
1/01/15
1/04/15
1/07/15
1/10/15
1/01/16
1/04/16
1/07/16
1/10/16
1/01/17
1/04/17
1/07/17
1/10/17
1/01/18
1/04/18
1/07/18
1/10/18
US$/MWh
Precio de la Energía según Mercados
Libre Regulado CMG
La Reducción del Costo Marginal a beneficiado a
los Clientes Libres con una Reducción entre 20 y 30
US$/MWh
Hasta el 2014, los Clientes Libres siempre han
pagado por encima del Cliente Regulado (10
US$/MWh más)
El Efecto del Costo Marginal
en el Precio de Energía

Comparación con
Otros Países

COMPARACION CON ESPAÑA
Fuente: Infoenergética

COLOMBIA
RESOLUCION MME 40715
Articulo 3º: Los agentes comercializadores del Mercado de Energía Mayorista
estarán obligados a que el diez por ciento (10%) de las compras de energía destinadas
a atender usuarios finales del mercado regulado en un año, provengan de fuentes
no convencionales de energía renovable, a través de contratos de largo plazo
que hayan sido suscritos en el marco de mecanismos de mercado y de conformidad
con las condiciones establecidas en la presente resolución. Lo anterior, sin perjuicio
de que estas compras puedan superar el porcentaje aquí mencionado en caso
de que así lo determinen de manera voluntaria los agentes a quienes les aplica
la presente resolución
10 de septiembre de 2019

➢ Oferta de Energía Renovable promovidas por el Estado con Garantía de
Precios
• Incremento de Oferta de costo CERO
• Reducción de Consumo de Gas
✓ Costos Fijos de Transporte ya Comprometidos
✓ Declaración de Precios de Gas a valores de CERO
➢ Costos Marginales de Energía Bajos (< 20 US$/MWh)
• Es rentable comprar del Spot
• La Prima RER se incrementa y se traslada al Peaje
➢ Altos costos del Peaje
• Ingreso de Nuevas LT de 500 kV
• Primas RER
• Ingreso del GSP
Problemas del Sector Eléctrico

Limitantes de la competencia perfecta:
las características de la electricidad
Bien no
almacenable
Transmisión
(columna
vertebral). Sujeta
a congestión
Bien no
trazable
Equilibrio
generación-
demanda
permanente
Demanda no
responde en
tiempo real al
precio
En la región se optó mayoritariamente por
mercados centralizados basados en costos
variables (regulación ex–ante de la
competencia)
• El propio diseño del mercado supone que no
están dadas las condiciones para garantizar la
competencia perfecta.
• Entonces define reglas para las ofertas y sus
precios (costos variables) con el objetivo de
replicar el resultado de un mercado libre en
condiciones ideales de competencia.

La volatilidad y los pagos por potencia
Mercado
spot
Ofertas de
corto plazo
No
almacenable
Demanda
inelástica
Volatilidad
Pago por potencia
• Se incrementa en simultáneo con la eficiencia
• Requiere de mercados a término (coberturas)
• Vinculada a la seguridad de abastecimiento
(precios altos asociados a riesgo de
desabastecimiento)
• Sustituye a la renta que el generador obtiene para cubrir sus costos fijos en situaciones de oferta
limitada. Permite mitigar la volatilidad en situaciones de escasez.
• Es un mecanismo de reparto de la renta de escasez entre la oferta y la demanda. (Es un seguro
que paga la demanda a cambio de apropiarse de la renta en situaciones de oferta limitada.)
• Requiere definir “situación de escasez” y tecnología de generación óptima para evitarla.

El “nuevo modelo” a partir del 2000
Estructura de
mercados
mayoristas
(reformas previas al año
2000)
Con ofertas basadas en
costos variables
Pagos de potencia
orientados a dar la
señal de expansión
Esquemas de
decisión
centralizada
(contratación a largo
plazo)
Remunera inversión a precio
de contrato (firme)
“Nuevo modelo”
Está preparado para
enfrentar los cambios
tecnológicos más recientes
y la velocidad a la que se
producen?

Los cambios tecnológicos
Una de las mayores virtudes de los esquemas de mercado es que transfieren el riesgo tecnológico a la
oferta.
Con PPAs a 15 – 20 años, disminuye el impacto positivo para la demanda de la irrupción de nuevas
tecnologías.
Evolución tecnológica en la oferta energética a velocidades nunca antes registradas: Gas Natural
Licuado; generación renovable (especialmente solar y eólica), generación distribuida, dispositivos de
almacenamiento, ….
¿Están los modelos de mercado desarrollados hasta el presente preparados para este nuevo escenario?

Los cambios tecnológicos:
efectos sobre el mercado de
corto plazo y la regulación
• La introducción masiva de renovables, competitivas por precio, introducen nuevos conceptos.
Muchos de los efectos de las nuevas tecnologías se manifiestan en intervalos de corto plazo
(operación diaria), por ejemplo la intermitencia.
• En esos mismos intervalos temporales se vuelven críticas las restricciones operativas que
puede tener el resto del parque generador, por ejemplo velocidad de toma de carga o descarga
y tiempos de arranque y parada.
• Entonces cobran relevancia los atributos de la flexibilidad operativa y la necesidad de distinguir
entre la potencia firme de corto plazo (para cubrir la intermitencia) y de largo plazo.
• Consecuentemente, las señales de precio deberían reflejar tales restricciones.

• Dado que las renovables deben despacharse a costo cero en un mercado de costos,
inevitablemente reducirán el despacho térmico
• Esto ocurre aún cuando el precio del contrato de las renovables sea mayor al costo variable de
un CC a gas, pues usualmente se toma la decisión de contratar renovables en forma separada
para cumplir objetivos de cuota.
• Los PPA de renovables, en consecuencia, “encapsulan” el negocio renovable (le mitigan riesgos
de mercado), pero pueden afectar el desarrollo de otras tecnologías necesarias para garantizar
la seguridad de suministro (le aumentan sus riesgos de mercado)…
• ….debiese pensarse en términos de integración más que en promoción de renovables como en
los 2000s ….

Cómo se concilian los despachos de «costo cero» de renovables, intermitentes, con, los despachos
de plantas térmicas a gas? Y si el gas tiene ToP ?
• Dadas las características inflexibles de los contratos de gas sería deseable introducir la
inflexibilidad temporal del gas por cláusulas ToP en los modelos de despacho (tratamiento
similar a optimizar el volumen de agua de un embalse).
• Los renovables sin almacenamiento aportan energía firme, y el gas aporta potencia firme y
energía firme. Entonces ofrecen productos diferenciados, y deben ser remunerados de manera
acorde.
• El rol de los PPA debe continuar para promover renovables o para hacerlas competir en
igualdad de condiciones con el resto de las tecnologías?.....

Síntesis
Adopción de
licitaciones de largo
plazo en los 2000
Para mitigar
condiciones externas
desfavorables que
impactaban en los
precios de electricidad
a corto plazo sin que
el mercado diera
respuestas rápidas
Señal en el mercado
spot insuficiente (o
muy volátil) para
atraer (suficiente)
nueva inversión
Con dificultades para
cerrar financiamiento
La decisión de promover
las ERNC a través de
licitaciones ad hoc se
tomó en ese contexto
con el agregado de
una situación de
precios de
combustibles fósiles
elevados
y necesidad de reducir
el déficit por
importación de dichos
combustibles.
Hoy la situación es
diametralmente
opuesta
Precios de gas (y
crudo) cada vez
más competitivo
(shale boom en US)
Costos de
desarrollo de las
ERNC a la baja por
continuo desarrollo
tecnológico
Introducción de
nuevas tecnologías
que aportan
firmeza a las
renovables (ej CSP)

¿Qué mercado eléctrico tenemos
en el Perú para las renovables?
Señal de precio spot de los últimos años
La tendencia no es alentadora
Los últimos años se presentan los valores históricos deprimidos de precio spot, y en el año 2019 la tendencia
continúa: ¿Es un mercado propicio para la integración masiva de RER?

¿Qué se debe buscar con un Marco
Regulatorio?
• Eficiencia. Es decir los menores costos a calidad
deseable por el precio.
• Sostenibilidad. Que las inversiones se produzcan
según lo necesite el consumo.
• Mezcla adecuada de fuentes de electricidad.
Varios criterios incluyendo abastecimiento y
efectos ambientales.

EN EL CORTO PLAZO
CAMBIO NORMATIVO PARA VENDER ENERGÍA
SIN CONTAR CON POTENCIA FIRME
actualmente las centrales RER variables (eólica, solar y
mareomotriz) sólo disponen de energía firme (según el
Procedimiento PR-13 del COES), pero no se les ha considerado
potencia firme en el Procedimiento PR-26, por lo tanto, en las
condiciones actuales dichas plantas no podrían suscribir contratos de
suministro eléctrico con los usuarios.
Una opción para permitir que este tipo de tecnologías puedan
suscribir contratos de venta de electricidad con los clientes, va
por el lado de permitir que dichas tecnologías suscriban
contratos por energía y la potencia asociada al volumen de
energía vendido, la adquieran del resto de generadores que
dispongan de potencia firme.

Separación de compra para
el suministro eléctrico por
potencia y energía?
Modelo actual
de contrato de
suministro
Otros modelos de contrato de suministro
Potencia
Energía
Potencia
Energía
Potencia
Energía
Perú
Potencia y energía
asociada
Colombia
➢ Energía
➢ Potencia
(Confiabilidad)
Brasil
➢ Energía
➢ Potencia
(Reserva)
México
➢ Energía
➢ Potencia
Chile
Potencia y energía
asociada

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