Foro peruano de energia by Colegio de Ingenieros del Peru

Foro Peruano de Energía 5 y 6 de octubre de 2015 Aportes de la Reunión de Especialistas del Sector Energético Peruano

Foro Peruano de Energía – 5 y 6 de octubre de 2015 Aportes de la Reunión de Especialistas del Sector Energético Peruano

Este fascículo no podrá ser reproducido, total ni parcialmente, sin previo permiso escrito del editor. Todos los derechos reservados. Fascículo INGENIERIA NACIONAL © 2016, Colegio de Ingenieros del Perú Portada: Imp. Latinoamericana Corrección: David Grández G. Diagramación: Imp. Latinoamericana El impresor no asume ninguna responsabilidad por el contenido del presente trabajo e investigación respectiva, siendo el autor el único responsable por la veracidad de las afirmaciones y/o comentarios vertidos en esta obra. © 2016, Colegio de Ingenieros del Perú Consejo Nacional Av. Arequipa 4947 - Miraflores - Lima - Perú www.cip.org.pe Primera Edición: Mayo 2016 Tiraje 1.000 ejemplares Hecho el depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú N 2014-07063 Impreso en Imprenta Latinoamericana EIRL Av. José Gálvez 1730 - Lince Lima - Perú, Mayo 2016

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PRESENTACIÓN En el mes de agosto del 2015 se formó la comisión organizadora del Foro Peruano de Energía presidida por el Ing. Carlos Herrera e integrada por los ingenieros Aurelio Ochoa Alencastre, Luisa Ulloa Reyna y Néstor Vargas Céspedes, con la colaboración de la Dra. Lizett López Suarez. Como resultado de las labores iniciales de la Comisión Organizadora, se estructuraron las mesas de trabajo correspondientes al Sub Sector Hidrocarburos y al Sub Sector Eléctrico, conformados por los siguientes especialistas:

MESAS DE TRABAJO Sub Sector Hidrocarburos

Sub Sector Eléctrico

Aurelio Ochoa Alencastre

Amadeo Prado Benítez

Erick Portuguez Echegaray

Guillermo Castillo Justo

Ernesto Barreda Tamayo

Daniel Hokama Tokashiki

Gustavo Navarro Valdivia

David Grández Gómez

Humberto Campodónico Sánchez

Waldo La Madrid Castillo

Víctor Sánz Parra

Alberto Muñante Aquije

Víctor Raúl Saavedra Peña

Jesús Humberto Montes Chávez

Ricardo Santillán Chumpitaz

Luis Valdivia Cárdenas

Como resultado del trabajo de las respectivas mesas, la Comisión Organizadora fijó las fechas más indicadas para llevar a cabo el Foro, los temas a tratar y el nombre de los expositores para que traten los títulos seleccionados. Las fechas fijadas fueron: yyLunes 05 de octubre del 2015, Mesa del sector de hidrocarburos yyMartes 06 de octubre del 2015, Mesa del sector eléctrico El objetivo del Foro fue analizar, conceptual y técnicamente, el desarrollo del subsector hidrocarburos y eléctrico del Perú, en el periodo de los últimos 25 años. El Programa quedó estructurado, como sigue:

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PROGRAMA DÍA 05 DE OCTUBRE Tema Expositor MESA SUB SECTOR HIDROCARBUROS

Horario 18:00 18:30 18:30 18:40 18:40 18:50 18:50 19:20 19:20 19:50 19:50 20:05 20:05 20:35 20:35 21:05 21:05 21:35

Registro de participantes

Inauguración del Foro

Ing. Carlos Herrera Descalzi

Introducción a la Mesa del Sub Sector Hidrocarburos

Ing. Humberto Campodónico Sánchez Ing. Aurelio Ochoa Alencastre

Sostenibilidad del abastecimiento de HC al 2030 Retos y Desafíos para la Exploración y Explotación de Petróleo en el Perú Coffee Break El gas natural en la matriz energética y los proyectos de masificación Infraestructura y Mega Proyectos en Hidrocarburos

Ing. Luis Espinoza Quiñonez

Conclusiones

Ing. Ernesto Barreda Tamayo

PROGRAMA DÍA 06 DE OCTUBRE

Tema MESA SUB SECTOR ELÉCTRICO

Horario 18:00 18:30 18:30 18:45 18:45 19:15 19:15 19:45 19:45 20:00 20:00 20:30 20:30 21:00 21:00 21:30 21:30 22:00

Ing. Víctor Huerta Quiñones

Expositor

Registro de participantes

Introducción a la Mesa del Sub Sector Eléctrico

Ing. Guillermo Castillo Justo

Visión del Organismo Supervisor

Ing. Jesús Tamayo Pacheco

Visión del COES SINAC

Ing. César Butrón Fernández Coffee Break

Visión de los usuarios

Ing. Amadeo Prado Benitez

Visión de las empresas de generación

Ing. Irwin Frisancho Triveño

Visión de las empresas de transmisión

Ing. Alberto Muñante Aquije

Clausura del Foro

Ing. Carlos Herrera Descalzi

En el Foro participaron especialistas y autoridades vinculadas a los subsectores de hidrocarburos y electricidad. 4

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APORTES DE LA REUNIÓN DE ESPECIALISTAS DEL SECTOR ENERGÉTICO PERUANO David Grández Gómez*

INTRODUCCIÓN

l Foro Peruano de Energía, organizado por el Consejo Nacional del Colegio de Ingenieros del Perú, se llevó a cabo los días 5 y 6 octubre de 2015. Tuvo lugar en la Sede del CN CIP, y fue organizado con la finalidad de que un grupo de ingenieros especialistas, miembros del CIP, dieran a conocer su visión amplia y analítica del sector energético nacional, de cara a cumplir 25 años de reformas sectoriales, a través del debate conceptual técnico sobre su evolución, retos y perspectivas. El encuentro buscaba evaluar el modelo energético con el que cuenta nuestro país, con el objetivo de determinar los ajustes que necesita, así como la importancia de saber cuál es la reserva energética real que se viene estimando, y la importancia de contar con una política energética a mediano y largo plazo, que permita tener la seguridad del abastecimiento de energía necesaria para el desarrollo sostenible del Perú. El Consejo Nacional del CIP convocó a un grupo de ingenieros para que definiera el temario y sentara las bases de la organización evento, el que estuvo bajo la dirección del Ingeniero Carlos Herrera Descalzi, en ese momento Decano Nacional del Colegio de Ingenieros del Perú. Como parte de los trabajos asignados a los especialistas, el Ingeniero David Grández Gómez se encargaría de desarrollar el tema “Aportes a la Reunión de Especialistas del Sector Energético Peruano”. El articulo así elaborado, se presenta en forma de fascículo siendo parte de la Revista Ingeniería Nacional, Revista Oficial del Colegio de Ingenieros del Perú, Consejo Nacional, Edición Nº 20, 2016.

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ÍNDICE Art I.

Subsector Eléctrico – Marco de Largo Plazo.............................................................. 7

Art II.

Desarrollo de la Generación y Competencia en el Subsector Eléctrico..................... 8

Art III. Influencia del Precio del Gas de Camisea en el Sistema Eléctrico Peruano............... 10 Art IV. Situación Actual y Perspectivas del Gas Natural en el Perú....................................... 17 Art V.

Situación Actual y Perspectivas de la Hidroelectricidad en el Perú........................... 21

Art VI. Sugerencias para la Reforma del Subsector Eléctrico y del Subsector Hidrocarburos (Gas Natural)............................................................................................................. 25

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A R T.

SUBSECTOR ELÉCTRICO MARCO DE LARGO PLAZO

os gobiernos de las distintas naciones del mundo están adoptando medidas para asegurar a largo plazo los suministros de agua, alimentación y energía por ser cruciales en la supervivencia de sus connacionales y de las naciones mismas. En un mundo con recursos energéticos no renovables cada vez más escasos y precios cada vez más altos, los recursos energéticos renovables, entre los cuales destacan los recursos hídricos, cobran especial importancia. Así mismo, las demandas por un medio ambiente menos contaminado y con menor calentamiento global van creciendo, haciendo cada vez más restrictivo el uso de los recursos energéticos no renovables aún si se dispone de ellos. Perú cuenta para su futuro eléctrico a largo plazo con importantes recursos hídricos, aunque hay que entender que no son infinitos y que su utilización por la demanda de nuestro propio país se completaría en un plazo más corto que el que muchos imaginan. En efecto, evaluaciones del potencial técnico hidroeléctrico indican valores del orden de 60,000 MW, de los cuales unos 25,000 MW serían actualmente económicamente aprovechables. Sin embargo, conforme los recursos energéticos no renovables se vayan extinguiendo o restringiendo su uso, los precios de mercado se irán incrementando y se podrá aprovechar sucesivamente lugares con precios de desarrollo hidroeléctrico cada vez más altos hasta copar la mayor parte del potencial técnico hidroeléctrico disponible. La demanda eléctrica de nuestro país debería crecer a tasas anuales del orden del 7% para salir del subdesarrollo en unos

40 años, lo cual significaría duplicar la demanda, respectivamente, cada 10 años. Es decir, que la demanda eléctrica actual de casi 6,000 MW, llegaría a ser 60,000 MW en 34 años y el total de los recursos hidroeléctricos del país serían suficientes para satisfacer la demanda del Perú solamente hasta el 2,049. Aun si la demanda eléctrica creciese a una tasa anual conservadora del 5%, similar al promedio histórico previo al período del boom del crecimiento de los últimos años, la demanda llegaría a ser 60,000 MW en 47 años y el total de los recursos hidroeléctricos del país serían suficientes para satisfacer la demanda del Perú solamente hasta el 2,062. Básicamente, solo se garantizaría la demanda de una generación de peruanos. Perú debe por ello cuidar sus recursos hidroeléctricos que son un legado para nuestras generaciones futuras y como acciones de política no debería otorgar concesiones indefinidas como es hoy, sino limitarlas a unos 30 años para asegurar al inversionista la recuperación económica de su inversión y mantener para el Perú el control futuro, político y económico, del recurso hidroeléctrico. El desarrollo hidroeléctrico sostenido y acelerado con centrales hidroeléctricas pequeñas y medianas, requiere de una fuente de generación complementaria especialmente para los períodos de estiaje. Las centrales hidroeléctricas de potencias mayores, también, requieren de esa complementación teniendo en cuenta que por las exigencias ambientales, en el futuro, no podrían utilizarse reservorios de gran tamaño y, además, como tienen periodos de estudios y construcción que fácilmente

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alcanzan de 8 a 10 años, podría requerirse complementación térmica adelantada. Perú dispone de otro recurso energético que es el gas natural, que ya se utiliza en el sector eléctrico existiendo una gran potencia instalada que debería usarse como complemento de la generación hidroeléctrica. Aunque no hay una evaluación de reservas de gas natural que permita hacer un cálculo seguro, los estimados apuntan a que habría unos 40 a 50 TCF a nivel nacional incluyendo las reservas de la selva y del norte del país. Considerando que la política energética del Perú debería propender a una utilización con mayor valor agregado en lugar de quemar las reservas de gas, supondremos un máximo de 20 TCF para el sector eléctrico. En forma aproximada una central de 1,000 MW en ciclo combinado consumiría 1 TCF en 25 años, luego el sector eléctrico podría tener hasta unos 20,000 MW de generación termoeléctrica con gas

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II.

Es importante considerar, también, el papel futuro de otros recursos energéticos renovables cuyos costos serán cada vez más competitivos tanto por el desarrollo tecnológico como por el mayor costo de la energía, por la extinción o restricción de uso de los recursos no renovables. Así mismo, en el futuro deberían estar resueltos los problemas de un suministro no permanente de algunos de estos recursos mediante instalaciones de almacenamiento masivo. El desarrollo exitoso de los recursos energéticos renovables nos permitirá retrasar o evitar la utilización de centrales nucleares con el riesgo mayor que se daría en nuestro país por sus características sísmicas.

DESARROLLO DE LA GENERACIÓN Y COMPETENCIA EN EL SUBSECTOR ELÉCTRICO

a aplicación del sistema regulatorio establecido desde 1992 ha favorecido el desarrollo de las centrales termoeléctricas y no ha propiciado el desarrollo de las centrales hidroeléctricas. Al principio, la privatización de las empresas de generación obligó a las empresas concesionarias a hacer inversiones para ampliar las instalaciones hidroeléctricas y termoeléctricas existentes. Sin embargo, después de este primer impulso no se produjo un crecimiento significativo de la generación hidroeléctrica mientras que el desarrollo del gas de Camisea atrajo

natural complementando la generación hidroeléctrica para ayudar a satisfacer la demanda eléctrica. Naturalmente, es necesario basar el desarrollo termoeléctrico en la expansión eficiente de la generación de acuerdo a la demanda y en las reservas de gas natural conforme vayan aumentando.

mucho interés en la instalación de centrales termoeléctricas. La lógica era sencilla, mientras que una central termoeléctrica de ciclo simple usando gas natural podía desarrollarse en menos de dos años con una inversión menor, una central hidroeléctrica equivalente tomaría mucho más que dos años y la inversión sería mucho mayor. Además, los riesgos de construcción son mucho mayores en las centrales hidroeléctricas que en las centrales termoeléctricas. También, cuando fuese conveniente, se realizaría la conversión de las centrales de ciclo simple a centrales

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de ciclo combinado, lo cual originaría la producción de un 50% más de energía con el mismo consumo de gas. Como las centrales termoeléctricas a gas natural tienen importantes economías de escala, la tendencia es que se instalen unidades de gran tamaño lo que ha originado que haya una concentración de tales centrales en unas pocas empresas. En efecto, tres empresas poseen más del 75% de la potencia termoeléctrica instalada, que está usando gas natural o está pronta a hacerlo. Se produjo así una desesperada carrera por instalar grandes centrales termoeléctricas usando el gas de Camisea (lote 88) concentrando esa generación en los alrededores de Lima: Ventanilla, Santa Rosa y Chilca. Esta situación generó también un problema en el sistema de transmisión que ha tenido que adaptarse para transportar los excedentes de generación del sistema centro a los sistemas del norte y del sur. Era claro que este interés por las centrales termoeléctricas se mantendría mientras hubiese disponibilidad de gas natural. Comenzando a fines del 2004, la disponibilidad de gas natural llegó a su límite alrededor del año 2009 en que el productor de gas consideró que no podría firmar nuevos contratos, porque los contratos ya suscritos o previstos por suscribir sumaban el volumen de gas natural total del yacimiento de Camisea en el plazo previsto de la concesión. Mientras eso sucedía en la generación termoeléctrica, la generación hidroeléctrica, que había sido antes de las reformas la base del desarrollo eléctrico, permanecía sin expandirse. A pesar de las modificaciones del sistema regulatorio del año 2006, que prometía asegurar el desarrollo eficiente de la generación, no se lograba el despegue del crecimiento hidroeléctrico. Así, a partir del 2009 empieza una nueva etapa porque ya no se cuenta con el gas de Camisea (lote 88). Además, ya se tenía un sistema de transmisión con congestiones en el suministro al norte y al sur por la concentración de la generación termoeléctrica en la costa centro del país.

La congestión de la transmisión reveló otra debilidad del sistema regulatorio ya que no propició el desarrollo descentralizado de centrales de reserva sea hidroeléctricas o termoeléctricas, porque toda la reserva de generación se concentró en el centro del país. Fue necesario recurrir a generación de emergencia para resolver la situación. La indiferencia nacional al desarrollo hidroeléctrico durante casi veinte años trajo una variable adicional. Un país vecino se interesó en la exportación de energía con el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos de nuestro país. Se produjo entonces una desesperada intervención política para influir en la instalación de nuevas centrales hidroeléctricas y centrales termoeléctricas de reserva. Para este propósito ha sido decisiva la intervención de Proinversión y Fonafe como brazos ejecutores de las directivas del Ministerio de Energía y Minas y del Ministerio de Economía y Finanzas. En efecto, se trataba de garantizar los ingresos a los concesionarios de tales centrales, fuera de un régimen de competencia por conseguir sus propios clientes. Es decir, que el principio fundamental del sistema regulatorio de que la generación era un negocio de riesgo y que cada generador debía conseguir sus propios clientes compitiendo con los otros generadores se dejaba de lado y se creaban generadores con privilegios otorgados por el Estado. El extremo de esta situación se ha dado con la garantía de compra de energía que se dio en la licitación de 1000 MW hidroeléctricos en los que se ha obligado a ElectroPerú y a las Empresas de Distribución del Estado, todas fuera de Lima, a firmar contratos con tarifas por encima de los precios del mercado. En otras palabras, se garantizan las ganancias de empresas privadas de generación, haciendo que los usuarios de provincias paguen tarifas más altas que las de los usuarios de Lima y se transfieren utilidades de ElectroPerú (o sea de los fondos de jubilados) a tales empresas privadas. Un capítulo adicional de esta intervención política se ha dado con las centrales favorecidas por la ley para el afianzamiento

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de la seguridad energética, emitida en diciembre del 2012, que ha creado una nueva categoría de generadores con privilegios otorgados por el Estado. En efecto, primero se crearon 800 MW de centrales termoeléctricas de reserva (CC.TT. en Talara, Eten e Ilo) con ingresos garantizados, es decir, centrales turbogases en ciclo abierto funcionando sea con combustible líquido o con gas natural. Después, por la ley sobre seguridad energética, se han creado, adicionalmente, 1200 MW en dos centrales turbogases en ciclo abierto (CC.TT. en Mollendo e Ilo), también con ingresos garantizados, operando sea con combustible líquido o con gas natural, pero con un subsidio en el precio del gas natural, ya que independientemente del precio del gas que se establezca en el sur

A R T.

III.

En resumen, la aplicación del sistema regulatorio implantado desde 1992 ha propiciado el desarrollo de centrales termoeléctricas en base al gas natural de Camisea (lote 88) y ha originado la concentración de la generación termoeléctrica en pocas empresas. La intervención política para incrementar la generación hidroeléctrica y termoeléctrica ha afectado aún más las bases del sistema regulatorio, que separó la generación de la transmisión y la distribución, como un negocio de riesgo y de competencia para lograr sus clientes.

INFLUENCIA DEL PRECIO DEL GAS DE CAMISEA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANO

a disponibilidad del gas de Camisea como una fuente de energía abundante y menos contaminante que el petróleo, generó una especial expectativa en el sector energético peruano. La experiencia del uso del gas natural en otras partes del mundo indicaba que la industria en general se beneficiaba por la sustitución del carbón, petróleo y sus derivados, y que las redes de gas natural extendían este beneficio a los sectores residencial y comercial de las ciudades. Adicionalmente, las plantas de petroquímica permitían usar el gas natural ya no como un combustible, sino como un insumo para la elaboración de otros productos con mayor valor agregado. El subsector eléctrico tenía especial interés en el gas natural para la producción de energía eléctrica sustituyendo al petróleo y como un complemento del desarrollo de la generación hidroeléctrica, principalmente en las épocas de estiaje en las que la disponibilidad de

del Perú, pagarán el mismo precio que las centrales en el centro del país.

agua disminuye, y cuando ocurriesen retrasos temporales en el desarrollo hidroeléctrico. Las necesidades del país requerían, con este panorama, una paulatina explotación de las reservas de gas natural. Ello, sin embargo, entraba en conflicto con el interés del concesionario que quería llegar cuanto antes al máximo de producción y monetizar lo más rápido posible las reservas disponibles, sobre todo los condensados o líquidos asociados al gas natural. En general, el gas natural seco juega un papel secundario en la explotación de un yacimiento de gas natural por su menor valor económico y porque el concesionario recurre a la reinyección del gas seco no utilizado para ayudar en la extracción de los condensados, aunque de esta manera afecta el volumen total recuperado de gas natural seco. Las demandas de grandes bloques de gas que coincidían con el interés del concesionario eran: la exportación de gas

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licuado, la generación termoeléctrica de base y la demanda industrial, postergándose así las redes de gas natural para uso residencial y comercial por su menor demanda inmediata, y la petroquímica por su mayor riesgo comercial. En el caso del transporte de gas se garantizó los ingresos del concesionario con un aporte adicional de los usuarios del sistema eléctrico peruano. La llamada Garantía por Red Principal (GRP) cubría la diferencia económica entre la demanda garantizada de transporte y la demanda real transportada. De esta manera, el subsector eléctrico se convirtió en un elemento fundamental del desarrollo del gas de Camisea, porque la generación termoeléctrica de base significaría una gran demanda de gas natural y, porque el usuario eléctrico subsidiaba al transportista del gas. En compensación, el subsector eléctrico tendría un precio del gas natural menor que el de las otras industrias y, en consecuencia, se asumió que los usuarios eléctricos pagarían un precio inferior por la energía eléctrica. A continuación trataré sobre el impacto del precio del gas de Camisea en el sistema eléctrico peruano, con énfasis en los temas siguientes: 1) Influencia en el desarrollo de la generación, 2) Influencia en el mercado spot o mercado de corto plazo, 3) Influencia en los precios que pagan los usuarios eléctricos y 4) Influencia en la competencia en el subsector eléctrico.

N°1. Influencia en el desarrollo de la generación El desarrollo de la generación del subsector eléctrico, a partir del año 2004, estuvo ligado al gas natural. La relativa abundancia del gas natural, el bajo precio del gas natural para el sector eléctrico y los contratos de gas tipo “take or pay” (consúmalo o pague) con un alto porcentaje de consumo mínimo, fueron el incentivo para la construcción de centrales

termoeléctricas de base usando grandes turbinas de gas en ciclo simple y en ciclo combinado. Como resultado de esta expansión, a fines del 2014, la generación termoeléctrica empleando el gas de Camisea tenía 3,668 MW de potencia efectiva con una producción energética, en el año 2014, de 19,013 GWh. En cambio, la generación hidroeléctrica tuvo un mínimo crecimiento y, a fines de 2014 tenía 3,158 MW de potencia efectiva con una producción de energía, en el año 2014, de 21,003 GWh. Se aprecia que del 2004 al 2014 la producción termoeléctrica empleando el gas natural de Camisea creció desde cero a casi igualar la producción hidroeléctrica. Un análisis superficial de la situación parecería indicar que el sistema regulatorio establecido en 1992 y complementado en el 2006, habría logrado resultados satisfactorios en el área de la generación por la cantidad de potencia instalada utilizando el gas natural. Sin embargo, debemos hacer un análisis más profundo para confirmar si se han cumplido los objetivos del sistema regulatorio. En el presente análisis nos concentraremos en los principios de eficiencia económica que busca el sistema regulatorio. De acuerdo a los principios microeconómicos, si las inversiones de generación son óptimas, la capacidad está perfectamente adaptada a la demanda y, si la operación es óptima, los costos de satisfacer la demanda con la capacidad existente son mínimos. En tales condiciones se cumple que: Costo Marginal de Largo Plazo (CMLP) = Costo Marginal de Corto Plazo (CMCP) Es decir, que el corto plazo y el largo plazo están relacionados. Nuestro propósito es verificar que no haya desviaciones mayores en el sistema eléctrico peruano, ya que no hay sistema real que cumpla perfectamente con este principio. El Costo Marginal de Corto Plazo se define como el costo total adicional para suministrar una unidad más de demanda,

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evaluado en el corto plazo, es decir que incluye solo los costos de las instalaciones existentes. Así mismo, el Costo Marginal de Largo Plazo se define como el costo total adicional para suministrar una unidad más de demanda, evaluado en el largo plazo, es decir que incluye los costos de inversión y de operación de las instalaciones futuras.

entre el 2004 y el 2008 como un período de transición para la consolidación de la generación termoeléctrica empleando el gas natural. En el cuadro siguiente se presenta el cálculo del CMCP considerando la información del COES para el costo marginal promedio anual de la energía y la información de OSINERGMIN para el costo de la potencia de punta.

El período de examen sería entre el 2009 y el 2014, considerando el período

CMCP - LIMA 220 kV - PERÍODO 2009 A 2014 Año Costo de la Potencia de Punta (US$/kW-mes) Costo Marginal Promedio Anual (US$/MWh) CMCP (monómico: potencia y energia) US$/MWh

2009

2010

2011

2012

2013

2014

5.63 32.19 41.97

5.82 21.46 31.56

6.03 23.85 34.32

6.04 30.86 41.35

6.74 26.52 38.21

6.30 25.24 36.17

El CMLP se relaciona con el Precio a Nivel Generación (PNG). EL PNG es el precio que se cobra a los usuarios finales regulados por el suministro de electricidad del sistema de generación y es calculado por OSINERGMIN como el promedio de los contratos sin licitación y los de los contratos resultantes de las licitaciones de suministro eléctrico.

suficiente para cubrir los costos de inversión como los de operación de los generadores en los contratos de largo plazo. Entonces, una primera aproximación del CMLP es el PNG.

En el cuadro siguiente se muestra el cálculo de los PNG, con los precios de la potencia, energía en hora de punta y energía fuera de las horas de punta publicados por El CMLP corresponde al costo de la OSINERGMIN al principio de cada año. unidad marginal de generación futura Estos valores serían conservadores ya que considerando tanto los costos de inversión OSINERGMIN reajusta los PNG durante el como los de operación.PRECIOS El PNG ser - LIMAaño. A NIVEL debe GENERACIÓN 220 kV - PERÍODO 2009 - 2014 Año 2009 2010 PRECIOS A NIVEL GENERACIÓN - LIMA 220 kV - PERÍODO2011 2009 - 2014 2012 Precio de la Potencia US$/kW-mes Año Precio de la Energía en Horas Punta US$/MWh Precio de de la la Energía PotenciaenUS$/kW-mes Precio Horas Fuera de Punta US$/MWh Precio de la Energía en Horas Punta US$/MWh PNG (Monómico: potencia y energia) US$/MWh Precio de la Energía en Horas Fuera de Punta US$/MWh PNG (Monómico: potencia y energia) US$/MWh

5.03 2009 44.27 5.03 34.75 44.27 45.39 34.75 45.39

La comparación entre los CMCP y los CMLP (PNG) del período 2009 – 2014 se muestra en el cuadro siguiente. Como se aprecia, existe una creciente diferencia que

5.34 2010 39.97 5.34 31.05 39.97 42.11 31.05 42.11

5.64 2011 43.72 5.64 33.19 43.72 45.09 33.19 45.09

6.14 2012 47.16 6.14 39.24 47.16 51.48 39.24 51.48

2014

6.58 2013 49.51 6.58 41.20 49.51 54.28 41.20 54.28

6.35 2014 51.26 6.35 41.59 51.26 54.54 41.59 54.54

indicaría que la expansión del sistema de generación no ha sido óptima y que estaría empeorando cada vez más.

COMPARACIÓN CMLP CON CMCP - LIMA 220 KV - PERÍODO 2009 A 2014 Año 2009 2010 2011 2012 COMPARACIÓN CMLP CON CMCP - LIMA 220 KV - PERÍODO 2009 A 2014 CMLP (PNG Monómico: potencia y energia) US$/MWh 45.39 42.11 45.09 51.48 Año 2009 2010 2011 2012 CMCP (monómico: potencia y energia) US$/MWh 41.97 31.56 34.32 41.35 CMLP (PNG Monómico: potencia y energia) US$/MWh 45.39 42.11 45.09 51.48 Diferencia 3.42 10.55 10.77 10.13 CMCP (monómico: potencia y energia) US$/MWh 41.97 31.56 34.32 41.35 Diferencia 3.42 10.55 10.77 10.13 12

2013

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2013 54.28 2013 38.21 54.28 16.07 38.21 16.07

2014 54.54 2014 36.17 54.54 18.37 36.17 18.37

Se observa que la mayor distorsión proviene del CMCP el cual, a pesar del crecimiento del precio del gas natural en el tiempo, resulta menor en el 2014 que en el 2009. Es necesario entonces indagar en mayor detalle la relación entre el precio del gas y el CMCP. Puesto que el CMCP es el precio utilizado para las transacciones en el mercado spot o mercado de corto plazo corresponde analizar a continuación la influencia del precio del gas en ese mercado.

N°2. Influencia en el mercado spot o mercado de corto plazo En el sistema eléctrico peruano coexisten tres importantes mercados que deberían asegurar una efectiva competencia entre los generadores: i) el mercado spot o mercado de corto plazo, en el cual intervienen solo los generadores y cuyo precio es el CMCP, ii) el mercado de contratos regulados, cuyo precio es el resultado de las licitaciones que convocan las distribuidoras y que tienen precios límite definidos por el regulador, y iii) el mercado de contratos libres, cuyos precios son resultado de la negociación entre los generadores y los clientes libres.

La generación termoeléctrica es la que define el CMCP, porque las centrales hidroeléctricas tienen un costo marginal de energía prácticamente nulo. Adicionalmente, debe señalarse que los generadores termoeléctricos que usan el gas natural de Camisea, Aguaytía y Talara, tienen la facultad de declarar ante el COES los precios del gas natural que les resulten más convenientes. Esta declaración de precios del gas natural se hace cada año en el mes de junio y los valores declarados permanecen durante un año, solamente modificados por las fórmulas de reajuste, que son también declaradas. Esta situación influye en el precio del mercado spot ya que los generadores pueden, y en efecto lo hacen, declarar precios por debajo de los reales. Nótese que, en cambio, los generadores termoeléctricos con combustibles líquidos (diésel o residual) o combustibles sólidos (carbón) se mantienen en el concepto de precios reales y no tienen precios declarados. A modo de ejemplo, se muestran a continuación los precios declarados para el gas natural vigentes al 1 de julio 2015. Se aprecia que solo la C.T. Santa Rosa 1 ha declarado el precio real, las CC.TT. de Kallpa, Oquendo y Pisco declararon cero como precio del gas y las otras CC.TT., valores entre el 0.08% y el 53.8% del precio real.

COMPARACION DE LOS PRECIOS DE GAS NATURAL PARA LAS CC.TT. QUE OPERAN CON GAS NATURAL DE CAMISEA JULIO DE 2015 Las Flores

Oquendo

1.6865

3.3783 1.7821 0.1649 0.0000 1.7755

0.0000

0.7000 0.0000 1.0270 0.0029

3.2211

3.3103 3.3103 3.3605 3.2560 3.3032

3.3221

3.0020 3.0256 3.5796 3.5289

1.6865

3.3103 1.7821 0.1649 0.0000 1.7755 0.0000 0.7000 0.0000 1.0270 0.0029

DESCRIPCION

UNIDAD

Ventanilla

Precio Actualizado de acuerdo al Procedimiento 31-C Precios Efectivamente Pagados (Contratos y Comprobantes de pago)

US$/GJ US$/GJ

Precio Utilizado

US$/GJ

En otras palabras, la generación termoeléctrica a gas natural con precios declarados inferiores a los reales hace que el CMCP sea también reducido. El sistema de costos marginales con precios declarados en lugar de costos reales, según la teoría microeconómica, funciona correctamente cuando el sistema tiene un

Santa Rosa

Santa Chilca 1 Rosa 2

Kallpa

Indepen dencia

Pisco

Fénix

Olleros

desarrollo óptimo, porque en tal caso no hay una ganancia adicional en declarar precios diferentes a los reales. Sin embargo, el sistema peruano no tiene un desarrollo óptimo y permite la distorsión. Cabe preguntarnos ¿por qué se declaran precios del gas natural inferiores a los reales? Una explicación es que las centrales con

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menor eficiencia, declaran un menor precio del gas para poder competir en precio variable con las unidades de mayor eficiencia. Otra explicación es que los generadores termoeléctricos tienen contratos de gas tipo “take or pay” (consúmalo o pague) con un alto porcentaje de consumo mínimo, por lo que deben declarar un bajo precio del gas para tratar de ser despachados al máximo posible y minimizar el pago del gas que no consumen. Cada vez que se incorporan nuevas centrales generadoras, la posibilidad de un menor despacho aumenta, por lo que se entra en una espiral de reducción del precio declarado del gas natural. El proceso es acelerado, si la demanda crece a un menor ritmo que el ingreso de nuevas centrales generadoras, como está ocurriendo actualmente en el sistema eléctrico peruano. Bajo estas condiciones, no hay una genuina competencia por mejoras de eficiencia y se disminuye artificialmente el CMCP en el sistema eléctrico peruano. Sin embargo, en el sistema peruano, aún con los precios del gas declarados reales, resultaría con CMCP bajos. Esto se debe a los bajos precios del gas y que los CMCP están principalmente definidos por los costos variables de las turbinas de gas en ciclo combinado y en ciclo abierto, que están actualmente alrededor de los 22 y 33 US$/MWh, respectivamente, con lo cual, considerando el costo de la potencia de punta, el CMCP estaría aproximadamente entre 33 y 44 US$/MWh. En resumen, la generación termoeléctrica con un bajo precio del gas natural, ha distorsionado el CMCP y ha hecho que el mercado spot o mercado de corto plazo no sirva como un mercado competente. Con precios spot a valores mínimos, ningún generador quiere vender potencia y energía en este mercado y, por el contrario, todos los generadores quieren comprar potencia y energía de él. Sobre el último comentario, cabe señalar que los generadores hidroeléctricos no pueden vender en los mercados de contratos libres o regulados su energía no firme y, deben venderla obligatoriamente en el mercado

spot. La distorsión del CMCP afecta así a los ingresos de la generación hidroeléctrica existente y establece una barrera de entrada a la nueva generación hidroeléctrica. Debe tenerse en cuenta que el núcleo de un sistema eléctrico competitivo es el mercado spot o mercado de corto plazo, por lo que el impacto del bajo precio del gas natural afecta profundamente la viabilidad del sistema regulatorio basado en principios de eficiencia económica que enfatizan en los costos marginales.

N°3. Influencia en los precios que pagan los usuarios eléctricos Desde el principio de la explotación del yacimiento de Camisea, el precio del gas natural para la industria en general fue más alto que el precio para el subsector eléctrico. Se trataba de compensar así la participación del subsector eléctrico en el desarrollo del gas de Camisea, tanto por ser una importante demanda de gas natural, como por su participación en la GRP, mediante la cual se garantizó los ingresos del concesionario del transporte de gas de Camisea a Lima, con un aporte económico adicional de los usuarios del sistema eléctrico peruano. Se supuso entonces que el menor precio del gas natural se reflejaría en un menor precio del suministro de electricidad para los usuarios finales del subsector eléctrico. Sin embargo, en un sistema no óptimo este supuesto no se produce. En efecto, en el sistema peruano, mientras que el efecto del precio del gas se manifiesta en el CMCP, el precio a los usuarios finales está ligado al CMLP y ellos no son iguales. Es decir, que lo que se observa es que el CMLP es mayor que el CMCP. El CMLP, que sirve para determinar el precio a los usuarios finales, resulta independiente del precio del gas, porque en el sistema peruano está relacionado más bien con los costos de inversión y operación de la generación hidroeléctrica futura.

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Si los usuarios finales no están obteniendo las ventajas de un gas natural más barato, es pertinente preguntarse ¿quiénes y en qué medida están beneficiándose del gas natural de menor precio?

medios por lo que es difícil asignar un valor representativo aunque podríamos considerar que un rango medio aceptable estaría entre 55 y 60 US$/MWh y que el beneficio sería en promedio de 1 US$/MWh (=58.5 - 57.5).

En el sistema peruano actual solo los generadores participan en el mercado spot. Entonces, los únicos que pueden aprovechar de la diferencia entre el costo marginal de largo plazo y el costo marginal de corto plazo: (CMLP – CMCP), son los generadores, los cuales tienen contratos con los usuarios finales sean ellos libres o regulados. En el caso de los usuarios regulados, los contratos son hechos con la intermediación de las empresas de distribución. El resultado es que los generadores compran del mercado spot al precio bajo, el CMCP y venden a los usuarios finales al precio alto, el CMLP.

Los generadores termoeléctricos usando gas natural, debido al bajo precio del gas natural, tendrían el año 2015 un beneficio de 270 MMUS$, considerando que su generación sea del orden de 20 TWh/año y estuviese contratada al PNG. Debemos considerar también que parte de este beneficio lo tomaría el productor de gas a través del pago del gas no consumido por los generadores que no cumplirían con el consumo mínimo de los contratos “take or pay”.

La medida en que se benefician individualmente los generadores depende de su costo medio de generación. El beneficio de un generador particular es: (CMLP – CMG), donde CMG representa su costo medio de generación y CMLP es el precio promedio ponderado de los contratos con sus usuarios libres y regulados. Es decir, que el generador vende a los usuarios finales al precio CMLP y su costo es CMG. A modo de ilustración y como una aproximación, dada la diversidad de parámetros que influyen en los costos reales de las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas, presentaremos algunas cifras representativas para los costos medios de generación actuales que incluyen la rentabilidad de las inversiones y sus costos de operación, mantenimiento y administración. Así mismo, en el caso del CMLP emplearemos el PNG resultante de los datos de OSINERGMIN de enero de 2015, que fue aproximadamente 58.5 US$/MWh. Una central termoeléctrica usando grandes turbinas de gas en ciclo combinado o en ciclo abierto tendría un costo medio de generación del orden de 45 US$/MWh y obtendría un beneficio de 13.5 US$/MWh (= 58.5 - 45). Las centrales hidroeléctricas tienen una amplia dispersión de costos

Además de obtener un importante beneficio por usar gas natural de bajo precio, los generadores termoeléctricos usando gas natural adquieren un gran poder de mercado afectando la competencia en el sector eléctrico. En efecto, los generadores termoeléctricos pueden vender a precios más bajos que el CMLP por lo que tienen una gran ventaja respecto a los generadores hidroeléctricos. En resumen, los usuarios finales no están beneficiándose de los menores precios del gas natural. Quienes se benefician del menor precio son los generadores termoeléctricos que utilizan este combustible, y el productor de gas mismo.

N°4. Influencia en la competencia en el subsector eléctrico Uno de los principios de la regulación peruana es que el sistema de generación es uno de competencia. Sin embargo, el desarrollo de la generación termoeléctrica en base al gas natural de Camisea se ha concentrado en tres empresas: Kallpa, Enersur y Edegel. Al final del 2014 estas tres empresas sumaban 2,767.2 MW que era el 75.4% de la potencia efectiva total (3,668 MW).

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Adicionalmente, dos de ellas, Kallpa y Enersur, están instalando generación termoeléctrica adicional por 1,200 MW asociada al gasoducto del sur, además, las tres están ampliando la generación termoeléctrica asociada al gasoducto del centro, por lo que Kallpa, Enersur y Edegel concentran la mayoría de la generación termoeléctrica del sistema eléctrico peruano en base al gas natural. Si a ello sumamos que las mismas tres empresas tienen un alto porcentaje de la generación hidroeléctrica, podemos afirmar que concentran un gran poder de mercado. Este poder de mercado se manifiesta en barreras que impiden la competencia de los generadores hidroeléctricos existentes y, especialmente, el ingreso de nuevos generadores hidroeléctricos. En efecto, un nuevo generador, con los precios actuales del mercado spot (CMCP), determinados por los generadores termoeléctricos usando gas natural, no podría recuperar la inversión en una central hidroeléctrica. Si trata de competir en el mercado libre o regulado, se encontraría con rivales que pueden ofrecer precios mucho más bajos que el CMLP (PNG) y que no le permitirían acceder a estos mercados. Además, como ya se mencionó, la generación hidroeléctrica existente tiene que vender su energía no firme en el mercado spot, lo cual en las condiciones actuales significa una pérdida. Cabe recordar que la energía firme está relacionada con un caudal de 90% de persistencia, de modo que una central hidroeléctrica sin reservorios estacionales tiene un porcentaje importante de energía no firme.

N°5. Conclusiones El precio del gas natural del yacimiento de Camisea (Lote 88) ha influenciado el sistema eléctrico peruano en los siguientes

aspectos: Ha propiciado un desarrollo mayormente termoeléctrico con grandes turbinas de gas en ciclo abierto y en ciclo combinado que ha permitido tener una gran capacidad de reserva. Sin embargo, ese desarrollo no cumple con los principios de eficiencia económica que propugna el sistema regulatorio basado en los costos marginales. Ha convertido el mercado spot o mercado de corto plazo en un mercado incompetente en el que es más conveniente comprar que vender. Ha hecho que el beneficio del menor precio de gas natural, en lugar de favorecer a los usuarios finales, se quede con los generadores termoeléctricos usando gas natural, y en el productor de gas mismo. Ha favorecido el desarrollo de un oligopolio de tres empresas que concentra la mayoría de la generación termoeléctrica a base de gas natural. Ha afectado el sistema de competencia en la generación favoreciendo a la generación termoeléctrica a gas natural. Esta determina el CMCP en el mercado de corto plazo o mercado spot no permitiendo la competencia hidroeléctrica. Así mismo, puede ofrecer precios mucho menores que el CMLP (PNG) no permitiendo tampoco la competencia en los mercados de contratos libres o regulados. • Se aprecia la necesidad de una reforma del sector energético que involucre a los subsectores eléctrico y de hidrocarburos (gas natural) para corregir tal situación.

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IV.

SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ

Introducción Se afirma que el mundo está pasando de la era del petróleo a la era del gas natural. Con la aplicación de la técnica del “hydrofracking” se ha abierto la posibilidad de utilizar económicamente los recursos de gas no convencionales del “shale gas” y, así mismo, del “shale oil”, lo cual, a pesar de las inquietudes medioambientales por el uso y la contaminación del agua dulce, está cambiando el mercado mundial de los hidrocarburos. Las reservas mundiales de gas natural, según la EIA1, habrían aumentado en un 47% y las del petróleo en un 11%, augurando un boom petrolero de algunos años y un mayor uso futuro del gas natural. Fue en los Estados Unidos de Norteamérica donde se inició esta revolución, originando una significativa reducción del precio del gas natural en el mercado norteamericano y, con la producción del “shale oil”, la disminución de la importación de petróleo, causando una sustantiva caída de los precios del petróleo convencional a nivel mundial. Así mismo, el “shale gas” está reemplazando parcialmente al carbón en la generación de electricidad y al petróleo en otras actividades, permitiendo que la emisión de carbono del país disminuya y que puedan establecerse compromisos relacionados al menor calentamiento global y menor contaminación. En el Perú la era del gas natural comenzó el 2004 con el inicio de la operación comercial del yacimiento de Camisea (lote 88). Sin embargo, en nuestro país no hay una planificación energética real, para que el uso de los recursos de gas natural convencional y no convencional, sirvan lo mejor posible

a nuestra población. Se cree simplistamente que los contratistas de los lotes adjudicados tienen sus objetivos alineados con los del país y que la planificación energética es una intervención indeseada en una sociedad sometida al libre mercado. Como consecuencia, surgen muchas preguntas sin contestar como por ejemplo, ¿cuánto gas convencional y no convencional hay?, ¿cuántos años durarían?, ¿llegará el gas a distribuirse a nivel nacional?, ¿habrá mercado para la petroquímica?, ¿conviene al país la exportación de gas licuado?, ¿conviene al país la exportación de electricidad quemando gas natural?, ¿cuándo importaremos gas natural líquido?, ¿cómo se relaciona este recurso con los otros recursos energéticos del país?, etc. Se obvia las respuestas a todas estas preguntas dejando que los contratistas hagan lo que es su objetivo fundamental, monetizar lo más rápido posible los recursos de gas natural y, especialmente, los líquidos asociados al gas natural. Es decir, que se convierte en una transacción económica sin contenido social, a pesar que se afirma que primero se deberá satisfacer la demanda nacional, la cual no existe y toma tiempo desarrollarla. Sin más restricción y con la garantía que los recursos extraídos son de su propiedad, el contratista es libre de hacer lo que más le conviene. Se obtiene, a cambio, regalías e impuestos que van a engrosar las reservas económicas del país. No puede dejar de hacerse un paralelo con otro proyecto energético, la Central Hidroeléctrica del Mantaro, que en el subsector eléctrico produjo, en sus primeros veinte años de operación, un cambio social significativo al permitir constituir y extender

1 EIA, US Energy Information Administration, “Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States”, June 2013.

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el Sistema Interconectado Centro-Norte, y desarrollar un programa intensivo de electrificación provincial, distrital y rural que aumentó el coeficiente de electrificación nacional de 25% a 55%. Además de cumplir con su función social, el proyecto del Mantaro ha pagado toda la inversión que efectuó el Estado, paga sus impuestos y produce utilidades todos los años, las cuales sirven para el fondo de pensionistas del país. La diferencia entre uno y otro enfoque es que, en el caso del proyecto Mantaro, la demanda tenía la prioridad, en cambio, en el caso del proyecto Camisea, es la oferta la que la tiene.

Reservas de gas natural Hasta fines del 2014 se habrían utilizado aproximadamente 2.5 TCF del yacimiento de Camisea. ¿Cuánto gas natural convencional habría remanente en los lotes de Camisea? Las cifras oficiales del Ministerio de Energía y Minas, con la información proporcionada por las empresas contratistas de los Lotes 88, 56, 57 y 58, indican que las Reservas de Gas Natural al 31 de diciembre de 2014 serían como se muestra en el cuadro siguiente:

RESERVAS DE GAS NATURAL P1-P2 Reservas Reservas Reservas probadas probadas no probables (*) desarrolladas (*) desarrolladas (*) Lote 88 7.898 2.122 1.651 Lote 56 1.766 0.661 0.969 Lote 57 0.406 0.535 0.453 Lote 58 2.509 Totales 10.070 3.318 5.582 Acumulados 10.070 13.388 18.970 Años 11.2 14.4 19.6 Año final

2025

2028

Totales 11.671 3.396 1.394 2.509 18.970

2034

(*) Resumen Ejecu vo del Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos al 31 de Diciembre de 2014, MINEM

Según la clasificación aceptada2, las reservas probadas, P1, son las de pozos puestos en producción con acceso al mercado; mientras que las reservas probables, P2, son las descubiertas, con pozos, pero sin producción comercial ni acceso al mercado. Habría así unos 10 TCF como reservas P1 en desarrollo, unos 14 TCF como reservas P1 totales y unos 19 TCF considerando las reservas P1 y P2.

rápida posible mientras que el interés del país es que el gas sirva para satisfacer la mayor demanda interna posible por el mayor tiempo posible, lo que ocurre en un período mayor porque su crecimiento es más lento. Para tener una idea de los plazos, la estimación se hará con el punto de vista del contratista. Obtendremos así el período mínimo de duración de los recursos de gas conocidos en los lotes 88, 56, 57 y 58 de Camisea.

¿Cuántos años durarían estas reservas? Depende de la velocidad con que se usen. El contratista tratará de la monetización más

La estimación se basa en el uso máximo posible los gasoductos del centro y del sur. El gasoducto del centro a partir del 2016

2 Ver capítulo VII de “Camisea - Gas, la energía que cambió al Perú”, Eleodoro Mayorga Alba, 2012.

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tendrá una capacidad aproximada de 1550 MMCFD, mientras que la del gasoducto del sur, que estaría en operación comercial a partir del 2019, sería de 1050 MMCFD. El consumo de gas para el gasoducto del centro sería de 0.63 TCF/año y para el gasoducto del sur, 0.43 TCF/año, incluyendo el consumo propio de sus plantas de procesamiento en Camisea. En total, el consumo anual alcanzaría un máximo de 1.06 TCF/año. Aplicando estos valores, se aprecia que las reservas probadas desarrolladas durarían hasta el 2025, si añadimos las reservas probadas no desarrolladas se llegaría hasta el 2028, y con las reservas probables hasta el 2034. Sin embargo, si la producción sigue el crecimiento de la demanda interna, se consumiría un promedio muy inferior al máximo señalado y se extendería su duración por unos diez años a una tasa de

crecimiento del 5%. Alrededor de 30 años sería, entonces, el plazo que tendríamos para que las reservas de gas natural lleguen a servir directamente a la sociedad peruana a nivel nacional.

Otras reservas de gas natural Existe la posibilidad de disponer de más gas natural aunque su certidumbre depende de las exploraciones a realizarse tanto en los lotes 88, 56, 57 y 58, a los cuales se añade el lote 76, vecino al Parque Nacional del Manu. Las cifras oficiales del Ministerio de Energía y Minas indican que las Reservas de Gas Natural al 31 de diciembre de 2014, catalogadas como reservas posibles, P3, recursos contingentes y recursos prospectivos, serían como se muestra en el cuadro siguiente:

RESERVAS DE GAS NATURAL P3 Y OTROS RECURSOS Recursos Reservas Recursos prospec vos (*) posibles (*) con ngentes (*) (+) Lote 88 2.237 7.407 1.662 Lote 56 0.464 Lote 57 0.531 0.157 2.030 Lote 58 1.145 2.000 Lote 76 12.697 Totales 3.232 1.302 25.796 Acumulados 3.232 4.534 30.330

Totales 9.644 2.126 2.718 3.145 12.697 30.330

(*) Resumen Ejecu vo del Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos al 31 de Diciembre de 2014, MINEM (+) No se consideran 37.57 TCF de los recursos es mados en el Manu (13.61 TCF) y en Candamo (23.96 TCF) por ser áreas protegidas

Si se llegan a realizar los 30 TCF de las reservas posibles y de los recursos contingentes y prospectivos de los lotes 88, 56, 57, 58 y 76, y se siguen utilizando los gasoductos del centro y del sur, la duración mínima, a su máximo uso, sería de unos 30 años. Sin embargo, dada la naturaleza de las reservas P3, y el carácter estimativo de los recursos contingentes y prospectivos, habría que esperar a una mayor exploración, que

brinde información con menor incertidumbre para hacer un mejor análisis.

Sistema Interconectado del Gas Natural y Uso del Gas Natural a Nivel Nacional Independientemente de los esfuerzos que se hagan por aumentar las reservas probadas

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de gas natural debemos planificar sobre lo que tenemos con mayor probabilidad que resulta ser una disponibilidad de gas natural para unos 30 años adicionales. La base de esta planificación debería ser llegar a los potenciales usuarios de las ciudades del país y para ello es necesario priorizar el establecimiento y la expansión de un Sistema Interconectado del Gas Natural, así como el desarrollo, en una primera etapa, de las redes de distribución de gas natural que lleguen a las casas, comercios e industrias de las principales ciudades del país. Contribuirá a tal propósito, el cambio de paradigma sobre el consumo del gas natural, actualmente basado en la exportación de gas natural licuado y en el consumo masivo de gas natural para termoelectricidad. En el primer caso, por la conclusión de la exportación en el 2028 y, en el segundo, por la mayor participación de los recursos energéticos renovables en la producción de energía eléctrica.

referencia del gas en el Henry Hub de Nueva York, restándole, además de un porcentaje de descuento comercial, la suma de los costos siguientes: transporte por el gasoducto en Perú, licuefacción del gas en Perú, transporte marítimo del gas licuado en barcos criogénicos y regasificación en el país de destino. Como los precios de gas en USA han disminuido apreciablemente, los precios en el Perú resultan diminutos o aún negativos, afectando las regalías e impuestos que recibe el Perú. Con el sistema “netback”, el Perú resulta ser un socio de riesgo del contratista privado y en nuestro caso específico, comparte las pérdidas, por una decisión comercial errónea del contratista al atar los precios de venta del gas a un mercado de referencia con precios decrecientes.

La revolución mundial del “shale gas” hará cada vez más difíciles y riesgosos los mercados internacionales para el gas nacional.

La situación futura es incierta aún en el mercado asiático que tiene actualmente los precios de referencia más altos. En efecto, a modo de ejemplo, además del “shale gas”, presente en varios países de Asia, Rusia que tiene las más importantes reservas de gas natural del mundo está exportando gas aún a antiguos rivales como China, que lo requiere para sustituir parcialmente al carbón por las exigencias medioambientales, y Japón está explorando activamente los yacimientos de hidratos de metano presentes en el mar cerca a sus costas. La abundancia de gas en Asia podría reducir los precios a futuro y reducir las ventajas de exportar gas lejano como el nuestro.

Con la actual exportación de gas el país ya tiene una experiencia negativa, por el sistema del “netback”. En este sistema se determina el precio de venta del gas en nuestro país considerando el precio de

La petroquímica experimenta, también, un riesgo similar y las posibilidades se reducirían al mercado nacional y, probablemente, en el mejor de los casos, al mercado regional andino.

Petroquímica y Exportación de Gas

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SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS DE LA HIDROELECTRICIDAD EN EL PERÚ

Introducción El nacimiento del río Amazonas se produce en el Perú. El río Amazonas es el río más caudaloso y largo del mundo, y su cadena inicial de afluentes se encuentra distribuida en la sierra y selva del Perú. Esto hace que nuestro país tenga una disponibilidad excepcional de agua dulce, el cual es un recurso escaso y estratégico para la producción de agua potable, alimentos y energía. La costa del Perú tiene también ríos que la cruzan perpendicularmente y desembocan en el Océano Pacífico. Lima, la capital, y la mayoría de las ciudades importantes del país se encuentran en valles bañados por esos ríos. Sin embargo, la cantidad de agua que ellos transportan es mucho menor que la de los ríos de la cuenca amazónica, especialmente en los meses de estiaje, por lo cual se ha recurrido a los trasvases de agua de los ríos amazónicos a los ríos de la costa en diversos proyectos de irrigación, a los cuales se han asociado, también, el agua potable y la producción de energía hidroeléctrica.

Vertiente Pacífico Titicaca Atlántico Total

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico A pesar de ser el agua un recurso estratégico para el subsector eléctrico del país, no hay una evaluación sistemática y permanente, a nivel nacional, del potencial hidroeléctrico. Los esfuerzos iniciales de ElectroPerú, en el desarrollo de estudios preliminares, prefactibilidad, factibilidad o definitivos de proyectos hidroeléctricos en algunas cuencas importantes del país, y de la Misión Alemana de Energía, en el desarrollo de una planificación hidroeléctrica a nivel nacional, no han sido continuados, y en los últimos 25 años no ha habido una política de Estado que disponga la dedicación de alguna organización a este extraordinario recurso que tiene disponible el país para sustentar su crecimiento económico. La Misión Alemana de Energía a fines de los años 70 efectuó una evaluación del potencial hidroeléctrico a nivel nacional, estimándose que hay un Potencial Hidroeléctrico Teórico de 206,000 MW. Este valor límite considera el caudal promedio y el desnivel en cada tramo de cada río del país y una eficiencia teórica de utilización del 100%. El resumen por vertiente es el siguiente:

Longitud Área en km2 de los ríos en km 229,060 45,953 1,023,268 1,298,281

19,267 4,023 58,065 81,355

Potencial Teórico Lineal en MW (*)

Potencial Específico en MW/km

29,257 564 176,287 206,108

1.52 0.14 3.04 2.53

(*) La Misión Alemana de Energía excluyó el potencial de la Selva Baja (61,000 MW) por su impacto sobre la ecología y clima de la región. Con ello el potencial teórico se redujo a unos 145,000 MW. Foro Peruano de Energía – 5 y 6 de octubre de 2015 Aportes de la Reunión de Especialistas del Sector Energético Peruano

Además, se restó el potencial hidroeléctrico teórico de la Selva Baja, de unos 61,000 MW, considerando que se inundarían grandes áreas con presas de pequeña altura, afectando la ecología y el clima de la región. Con ello se redujo el potencial teórico aprovechable a unos 145,000 MW. La Misión Alemana de Energía también calculó el Potencial Hidroeléctrico Técnico. Para ello diseñó en cada cuenca aprovechable, cadenas alternativas, con proyectos técnicamente factibles, que utilizasen los caudales disponibles y las caídas potenciales de toda la cuenca. Los proyectos seleccionados fueron 548 pero, se consideraron alternativas diversas para las centrales de pasada y para aquellas con embalses de regulación. Así, para cada central de pasada se simuló la operación en base con diferentes factores de planta, y para cada central con reservorio se

simuló desde la operación en base hasta la operación en punta variando el caudal turbinado. Luego, en cada cuenca o grupos de cuencas interrelacionadas, se definió la cadena óptima de proyectos que minimizaba el costo ponderado de la energía producida. Como resultado, se obtuvo un catálogo de 328 proyectos en 40 sistemas hidroeléctricos, de una o más cuencas interrelacionadas, que dieron un Potencial Hidroeléctrico Técnico del país de 58, 938 MW. En el cuadro siguiente se resume el número y potencia de los proyectos que constituyen el Potencial Hidroeléctrico Técnico. Los proyectos han sido ordenados por rangos de potencia. Se aprecia que los proyectos con potencias superiores a los 300 MW son 51, o sea 16% del número total de proyectos, y que su potencia acumulada representa 31,590 MW o sea el 54 % del potencial hidroeléctrico técnico del país.

POTENCIAL HIDROELÉCTRICO TÉCNICO RANGO 1000 - 2500 MW 600 - 1000 MW 300 - 600 MW 100 - 300 MW 0 -100 MW Totales

N° ACUM. N° POTENCIA POTENCIA POTENCIA PROYECTOS PROYECTOS (MW) ACUMULADA PROMEDIO 7 9 35 114 163 328

7 16 51 165 328

Adicionalmente, de los 51 proyectos con potencias superiores a 300 MW, 46 de ellos se encuentran en las 10 cuencas más importantes del país y acumulan 29,808 MW

CUENCA APURIMAC ENE MW 4,905 4,093 N° PROYECTOS 10 3

10,484 17,519 31,590 50,560 58,938

1498 782 402 166 51 180

o sea el 51% del potencial hidroeléctrico técnico del país. En el cuadro siguiente se aprecia esta situación:

HUALLAGA INAMBARI MANTARO MARAÑON PERENE URUBAMBA PAMPAS 5,203 2,621 1,857 5,540 396 3,070 1,782 8 4 5 7 1 5 2

Los proyectos de las centrales hidroeléctricas, desarrollados a nivel preliminar, se basaron en la información cartográfica, geológica, hidrológica y costos disponibles en aquella época. Es necesario

10,484 7,035 14,071 18,971 8,377 58,938

TAMBO 342 1

TOTAL 29,808 46

actualizar tales estudios preliminares, verificar las cadenas óptimas de cada cuenca o grupos de cuencas interrelacionadas y realizar los estudios de pre-factibilidad de los principales proyectos del Potencial

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Hidroeléctrico Técnico. Así mismo, deben realizarse los estudios de impacto ambiental y social de tales proyectos, los cuales no fueron desarrollados por la Misión Alemana de Energía.

Situación actual A fines de 2014 la potencia hidroeléctrica instalada fue de 3,413 MW. Para este año 2015 se tendrá unos 497 MW adicionales. El total de la generación hidroeléctrica a fines de 2015 sería, entonces, de 3,610 MW, lo cual representa el 6.1% del Potencial Hidroeléctrico Técnico del país.

Estrategia de desarrollo del potencial hidroeléctrico El desarrollo del potencial hidroeléctrico del país presenta numerosas interrogantes que demandan una respuesta, entre ellas presentamos las siguientes: ¿se hace planeamiento de la generación o se deja que la generación se desarrolle al libre albedrío de los inversionistas?, ¿si no existe planeamiento, habrá garantía de que el desarrollo será óptimo?, ¿si existe planeamiento, quién lo hace?, ¿hidroelectricidad o termoelectricidad?, ¿qué hacer frente a la falta de estudios de centrales hidroeléctricas?, ¿qué hacer frente a la creciente oposición social y ambiental a los proyectos de centrales hidroeléctricas con grandes reservorios de regulación?, ¿habrá financiamiento para los grandes proyectos hidroeléctricos?, ¿exportar o no exportar?, ¿cómo afectará el calentamiento global al potencial hidroeléctrico?, etc. Entre hacer planeamiento o no, el autor de este artículo prefiere que sí se haga. La razón es que sin planificación el proceso se convierte en un “trial and error” (probar y errar) que por aproximaciones sucesivas nos lleva, eventualmente, después de ciclos de abundancia y escasez, a un desarrollo con una planificación intrínseca al haberse detectado las principales variables que definen el proceso y sus efectos en el mismo.

No hay, además, garantía que se alcanzará el óptimo o al menos un sub-óptimo apropiado. La planificación previa, en cambio, nos permite examinar y probar en modelos matemáticos los efectos de las principales variables involucradas y establecer una estrategia de desarrollo óptimo. Así mismo, el seguimiento del comportamiento real, nos permite reajustar la estrategia y mantener al menos un sub-óptimo apropiado. ¿Quién debe hacer el planeamiento del desarrollo de la generación? Estando los inversionistas en competencia por el desarrollo de la generación, son parte interesada y estarían excluidos. La demanda organizada sería una buena opción y, a falta de ella, el Estado como responsable final de que el subsector eléctrico marche adecuadamente. La dicotomía hidroelectricidad o termoelectricidad es artificial, ya que ambas deben desarrollarse en forma complementaria. Sin embargo, como la hidroelectricidad usa un recurso renovable debe tener prioridad en el desarrollo de la generación eléctrica frente a la termoelectricidad. ¿Cuáles serían las responsabilidades de la organización a cargo del desarrollo de la generación? Esta entidad estaría a cargo de:  El planeamiento de la generación eléctrica  La actualización de las cadenas óptimas de proyectos en los sistemas hidroeléctricos de una cuenca o de grupos de cuencas interrelacionadas  La actualización del catálogo de proyectos del Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú  Los Estudios Preliminares de Impacto Social y Ambiental del catálogo de proyectos del Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú  Los Estudios de Pre-factibilidad de los principales proyectos del Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú  Establecer los conjuntos de proyectos hidroeléctricos, y la oportunidad en que deben ser licitados o subastados, de acuerdo a los resultados del planeamiento de la generación.

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Las centrales hidroeléctricas significan grandes inversiones y diversos riesgos que vencer. Los inversionistas y las entidades financieras conocen de estos riesgos y requieren que se minimice su impacto. Así, los contratos de suministro de energía minimizan el riesgo comercial, los estudios técnicos detallados reducen los riesgos geológicos, hidrológicos y eléctricos, la selección de suministradores y contratistas experimentados disminuye el riesgo constructivo, etc. También, en los últimos años se ha pronunciado el riesgo socio-ambiental, el cual se ha convertido en un freno para el desarrollo hidroeléctrico de países vecinos. A pesar de ser una energía limpia, la hidroelectricidad con reservorios de regulación implica riesgos sociales y ambientales, porque se inunda áreas que son el hábitat de seres humanos, animales o plantas, que deben ser reubicados, y porque la descomposición de la vegetación sumergida origina la emisión de metano que contribuye al calentamiento global. Por esta razón, diversos proyectos hidroeléctricos han sido cancelados, pospuestos o han disminuido el tamaño de sus reservorios de regulación. Los proyectos hidroeléctricos mayores son así difíciles de llevar adelante sin la participación del Estado en la problemática socio-ambiental de las poblaciones en las áreas afectadas. Más aun, los inversionistas y las entidades financieras ven con buenos ojos la participación del Estado como socio,

representando a la sociedad en proyectos de importancia nacional. La solución del problema socio-ambiental requiere la participación de las comunidades afectadas, de una actitud transparente de los inversionistas y del Estado en informar sobre los aspectos positivos y negativos del proyecto, de plantear soluciones o mitigaciones claramente definidas a los aspectos negativos, así como establecer los beneficios económicos que obtendrán del proyecto, las comunidades afectadas, la sociedad peruana y los inversionistas. Respecto a la exportación de hidroelectricidad, la posición del autor es que no se hagan compromisos de largo plazo y que solo se exporten excedentes, porque los recursos disponibles solo cubrirían las necesidades de una generación de peruanos, es decir, alrededor de 50 años. Finalmente, el calentamiento global afectará al país no solo por la desglaciación de sus nevados y por la irregularidad espacial y temporal de los períodos de lluvias y sequías sino, también, porque las previsiones de incremento de temperatura media del planeta, ocasionarían la disminución de caudal de los ríos de la vertiente amazónica previéndose que, de llegar tal incremento a 3°C, las intensas sequías y los incendios forestales convertirían la Amazonía en un gigantesco desierto.

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A R T.

VI.

SUGERENCIAS PARA LA REFORMA DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO Y DEL SUBSECTOR HIDROCARBUROS (GAS NATURAL)

N°1. Introducción En los artículos anteriores:  Subsector Eléctrico – Marco de Largo Plazo  Desarrollo de la Generación y Competencia en el Subsector Eléctrico  Influencia del Precio del Gas de Camisea en el Sistema Eléctrico Peruano  Situación Actual y Perspectivas del Gas Natural en el Perú  Situación Actual y Perspectivas de la Hidroelectricidad en el Perú Se ha expuesto algunos de los principales problemas del subsector eléctrico y del subsector hidrocarburos (gas natural), que están especialmente relacionados con sus perspectivas a largo plazo. En este artículo se presentan sugerencias para la reforma de tales subsectores, que conduzcan a la solución de los siguientes problemas: • Recuperación del Mercado Spot o Mercado de Corto Plazo • • Restablecimiento del Desarrollo Hidroeléctrico • • Constitución de un Fondo de Desarrollo Hidroeléctrico • • Revisión de las Políticas Antimonopolio y Antioligopolio • • Reintegración a Empresas y Usuarios Eléctricos Afectados por la Intervención Política en el Desarrollo Eléctrico

N°2. Recuperación del Mercado Spot o Mercado de Corto Plazo El mercado spot o mercado de corto plazo es el corazón del sistema regulatorio eléctrico peruano, establecido en base a principios microeconómicos. El mercado de corto plazo no está funcionando en el sistema eléctrico peruano y debe tomarse acción para recuperarlo. Se sugiere realizar las siguientes acciones, las cuales han sido identificadas como necesarias para su recuperación: * Aumento del precio del gas natural para los generadores termoeléctricos. * Eliminación de los precios declarados del gas natural. * Modificación de los contratos “take or pay” para que se pague el gas realmente consumido. •  Aumento del precio del gas natural para los generadores termoeléctricos El aumento del precio del gas natural permitirá iniciar la recuperación del equilibrio entre el CMLP (costo marginal de largo plazo) y el CMCP (costo marginal de corto plazo), correspondientes, respectivamente, a la expansión óptima en el largo plazo y al despacho óptimo en el corto plazo. Actualmente el CMCP es mucho menor que el CMLP. El aumento del precio del gas natural

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incrementará el CMCP, que sirve para las transacciones entre generadores, sin influenciar en el CMLP, que está relacionado con la tarifa a los usuarios finales. El aumento del precio del gas natural puede hacerse inmediatamente considerando que las generadoras termoeléctricas paguen las mismas tarifas que las otras industrias. Esto significaría aproximadamente un incremento de 3.3 a 4.7 US$/MMBTU3. En una segunda fase se afinaría el precio del gas natural, a fin de minimizar el desequilibrio actual entre el CMLP y el CMCP.  Eliminación de los precios declarados del gas natural Los precios declarados de gas natural han ocasionado una completa distorsión del despacho de la generación termoeléctrica, que debería realizarse en orden creciente de los costos variables reales. Actualmente, los precios de gas son declarados con valores menores que los reales, originando costos variables totalmente irreales para las unidades termoeléctricas a gas natural. Esta declaración es utilizada como un medio de asegurar un mayor despacho, a fin de tratar de cumplir con los contratos de gas natural del tipo “take or pay”, que tienen altos porcentajes de consumo mínimo y que obligan a la operación como centrales de base con factores de planta mínimos del orden del 80%. La eliminación de los precios declarados de gas natural, ordenará correctamente los costos variables y el despacho de las unidades de generación.  Modificación de los contratos “take or pay” para que se pague el gas realmente consumido Los contratos tipo “take or pay”, utilizados

por las empresas del sistema de gas natural, en los que se establece un alto porcentaje de consumo mínimo, han condicionado tanto el desarrollo como el despacho del subsector eléctrico. En efecto, al sistema de gas natural le conviene tener centrales termoeléctricas de base con altos consumos de gas y altos factores de planta. Para asegurarse los ingresos correspondientes, en los contratos “take or pay”, se han establecido como obligatorios altos porcentajes de consumo mínimo. En el sistema eléctrico esto ha significado la instalación de centrales termoeléctricas de ciclo combinado y ciclo simple que operarían en base. Sin embargo, éste condicionamiento del sistema de gas no necesariamente coincide con el desarrollo de la generación que requiere el sistema eléctrico peruano. En este momento, con la demanda expandiéndose a una menor tasa de crecimiento y con la próxima puesta en servicio comercial de unos 1,000 MW de las centrales hidroeléctricas licitadas por Proinversión, el mercado disponible para las centrales termoeléctricas se estrechará y operarán en punta y semibase. Es decir, que su factor de planta disminuirá y no podrán cumplir con los altos consumos mínimos requeridos por el sistema de gas. Cabe señalar que la especial situación creada por El Niño, que se desarrollará en el 2016, atenuará el problema, al disminuir la generación hidroeléctrica por las menores lluvias en algunas zonas de la sierra del Perú. Así mismo, el tratar de cumplir con los mínimos consumos de los contratos “take or pay”, ha alterado el despacho eléctrico como hemos explicado líneas arriba en el acápite anterior. El sistema de gas natural debería adaptarse a la demanda de gas tal como hace el sistema eléctrico con la demanda eléctrica. Debería

3 El informe del Banco Mundial N° 53719-PE “El Desarrollo Hidroeléctrico en el Perú” de mayo de 2010, recomendaba un aumento del precio del gas a 4.4 US$/MMBTU.

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dejar de exigir demandas de gas que sean constantes y de alto factor de carga, y dejar de penalizar a quien no sigue esta exigencia y debe pagar por el gas que no consume. Por ello, el sistema de gas natural debería cambiar su sistema de facturación a uno en el que el consumo real sea la base de cálculo, y eliminar el rubro de consumo mínimo obligatorio de los contratos de suministro, transporte y distribución de gas natural, suscritos o por suscribirse, con las empresas generadoras de energía eléctrica. Para que lo anterior sea posible, el centro de control del COES proporcionaría al centro de control designado por el sistema de gas natural, la información en tiempo real de las necesidades de gas natural de la generación eléctrica y, también, la información horaria, semanal, mensual, trimestral, anual y quinquenal del consumo previsto y real del subsector eléctrico, que requieren los productores, transportistas y distribuidores de gas natural para el planeamiento de sus operaciones e ingresos. La renegociación de los contratos de gas natural suscritos por las empresas generadoras utilizando este combustible evitará pagos por el gas que no pueden consumir. Este gas que es reinyectado por el productor de gas es, después, nuevamente extraído y vendido, produciéndose una duplicación de ingresos.

N°3. Restablecimiento del Desarrollo Hidroeléctrico La expansión de la generación eléctrica en los últimos años ha sido principalmente termoeléctrica, retrasando el desarrollo de la generación hidroeléctrica que por su carácter renovable debería ser priorizada. Se debe retomar el desarrollo hidroeléctrico para lo cual se sugieren las acciones siguientes: * Establecer la planificación del desarrollo de la generación. * Establecer la prioridad del uso del gas natural a nivel nacional para extender sus

beneficios a un mayor números de usuarios el mayor tiempo posible * Ajustar periódicamente el precio del gas natural para el sistema eléctrico a fin de acercarse lo mejor posible al equilibrio microeconómico * Definir la organización que estará a cargo de la planificación del desarrollo de la generación y de la elaboración de los estudios hidroeléctricos de nivel preliminar y de pre-factibilidad * Establecer un sistema de subastas y licitaciones que produzca un crecimiento sostenido y ordenado de la generación hidroeléctrica • •  Establecer la planificación del desarrollo de la generación La experiencia de los últimos 20 años nos enseña que el desarrollo eficiente de la generación en general y de la generación termoeléctrica en particular, requiere de un cambio de paradigma en el que tome mayor importancia la planificación del desarrollo de la generación. El desarrollo de la generación en el sistema eléctrico peruano debería basarse, en primer lugar, en sus recursos energéticos renovables y, subsidiariamente, en sus recursos energéticos no renovables. Al presente, la hidroelectricidad y la termoelectricidad, empleando gas natural, son los principales recursos disponibles para la planificación del futuro de la generación. En el futuro no muy lejano, otros recursos energéticos renovables deberán participar en mayor medida, porque al utilizarse la mayoría de los recursos hidroeléctricos, serán ellos los que tendrán que satisfacer el crecimiento de la demanda. Como el gas natural es un recurso no renovable, la generación con este recurso, que comenzó en gran escala desde 2004,

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terminará en cero en algún momento en el futuro. Por ello la base del desarrollo de la generación debe ser la hidroelectricidad y los demás recursos renovables. Con las herramientas disponibles para la planificación del sistema eléctrico es posible determinar cuánta generación hidroeléctrica y termoeléctrica es necesaria, para un desarrollo óptimo del parque eléctrico. Dos parámetros son de especial importancia en esa planificación, uno relacionado con el CMCP, éste es el precio del gas natural para las centrales termoeléctricas, y otro relacionado con el CMLP, que es el costo total, inversión y operación, de la generación hidroeléctrica futura del sistema. Con la generación hidroeléctrica mayormente en la base y semibase del diagrama de carga, la posición natural para la generación termoeléctrica sería complementaria en la semibase y en la punta del diagrama de carga. Las herramientas de planificación determinarán, también, cuanta potencia instalada es necesaria en centrales de ciclo simple, que estarían en la punta y parte de la semibase del diagrama de carga, y en centrales de ciclo combinado que estarían en la semibase. Adicionalmente, la planificación deberá determinar la distribución de la generación hidroeléctrica y termoeléctrica entre las Áreas Eléctricas del Norte, Centro y Sur que componen el SEIN, para evitar la concentración de generación y la construcción de sistemas de transmisión radiales, como ha sucedido en los últimos años. Nótese que la planificación de la generación es absolutamente necesaria, ya que la experiencia de los últimos años sin ella, ha ocasionado los distintos problemas 28

mencionados en los artículos anteriores. La esperanza simplista de que la optimización se lograría en virtud de la pura interacción entre la oferta y la demanda, nos conduciría a ciclos de abundancia y escasez que establecerían una curva de aprendizaje, que solo en el largo plazo ajustaría mejor la oferta a la demanda. Sin embargo, este periodo de experimentación es inaceptable en el subsector eléctrico, por las ineficiencias y el extenso tiempo involucrados, así como por las imperfecciones del mercado, las cuales diluyen la competencia y permiten la formación de oligopolios. A modo de observación adicional, la generación termoeléctrica misma se ha desarrollado en forma incorrecta en los últimos diez años. En efecto, un modelo sencillo de planificación muestra que el sistema eléctrico, con los bajos precios del gas actuales, debió desarrollarse con más centrales de ciclo simple que de ciclo combinado. Es decir, que el ahorro de gas, por su bajo precio, justificaría, solo hasta cierto punto, la inversión en la conversión a ciclo combinado. Ello significa que lo que parece adecuado al mejor desarrollo del gas no significa que sea lo mejor para el desarrollo eléctrico y por ende al conjunto gas-electricidad.  Establecer la prioridad del uso del gas natural a nivel nacional para extender sus beneficios a un mayor números de usuarios el mayor tiempo posible La expansión de la generación termoeléctrica debe ceñirse a la planificación del desarrollo de la generación eléctrica, la cual considera la disponibilidad y prioridad de uso del gas natural. El desarrollo de las reservas probadas del gas natural y el establecimiento de la prioridad en su uso, son claves para la planificación de la futura generación termoeléctrica. Como hemos visto, las reservas de gas natural probadas P1 y las reservas probables

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P2, que se convertirían en probadas, en los lotes 88, 56, 57 y 58 de Camisea, podrían llegar a unos 19 TCF y su duración podría extenderse a unos 30 años con la suposición de un crecimiento del orden del 5% anual, estableciendo la prioridad en su uso a nivel nacional, antes que a su exportación como gas licuado o como electricidad. En el período inicial de explotación del gas de Camisea, que duró del 2004 al 2014, la potencia instalada en generación termoeléctrica usando gas natural aumentó hasta unos 4,000 MW en el sistema centro. También, asociada al gasoducto del sur, que iniciaría su operación comercial en el 2019, se está instalando en el sistema sur generación termoeléctrica adicional del orden de los 2,000 MW. Es decir, que a partir del 2019 habría unos 6,000 MW de generación termoeléctrica operando con gas natural. El crecimiento futuro de la generación termoeléctrica sería definido por la planificación del desarrollo de la generación. A menos que estén disponibles nuevas reservas probadas o se recurra a la importación de gas natural, al consumirse los 19 TCF disponibles en Camisea, en un plazo del orden de 30 años, la generación termoeléctrica operando con gas natural quedaría reducida a cero.  Ajustar periódicamente el precio del gas natural para el sistema eléctrico a fin de acercarse lo mejor posible al equilibrio microeconómico El precio del gas natural y los resultados de la planificación del desarrollo de la generación eléctrica, deben ser las señales de mercado para la expansión de la generación termoeléctrica. El precio del gas natural afecta fundamentalmente el CMCP y este debe ir en consonancia con el CMLP definido por el precio de las futuras centrales hidroeléctricas.

En consecuencia, el precio del gas natural para el subsector eléctrico debe irse ajustando apropiadamente, en forma distinta a las otras industrias.  Definir la organización que estará a cargo de la planificación del desarrollo de la generación y de la elaboración de los estudios hidroeléctricos de nivel preliminar y de pre-factibilidad Como se mencionó en el artículo sobre los recursos hidroeléctricos es necesario se defina la organización que debe estar a cargo de:  El planeamiento de la generación eléctrica  La actualización de las cadenas óptimas de proyectos en los sistemas hidroeléctricos de una cuenca o de grupos de cuencas interrelacionadas  La actualización del catálogo de proyectos del Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú.  Los Estudios Preliminares de Impacto Social y Ambiental del catálogo de proyectos del Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú  Los Estudios de Pre-factibilidad de los principales proyectos del Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú  Establecer los conjuntos de proyectos hidroeléctricos, y la oportunidad en que deben ser licitados o subastados, de acuerdo a los resultados del planeamiento de la generación. Al respecto se sugiere que sea el Estado, a través de Electroperú, el que se encargue de estas tareas. Para ello se deberá constituir en esta empresa una nueva área de Planificación y Desarrollo de Proyectos Hidroeléctricos.  Establecer un sistema de subastas y licitaciones que produzca un crecimiento sostenido y ordenado de la generación hidroeléctrica Para lograr un desarrollo hidroeléctrico sostenido y ordenado, mediante un régimen competitivo, es necesaria la realización de

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subastas y licitaciones periódicas basadas en la planificación de la generación del subsector eléctrico, la cual, además, deberá ser adaptativa para adecuarse a los inevitables cambios técnicos, económicos, sociales, ambientales, etc., característicos de los tiempos actuales. a) Oferta El planeamiento de la generación eléctrica definirá, en una primera instancia los montos de potencia y energía, hidroeléctrica y termoeléctrica, que requerirá el sistema eléctrico peruano a lo largo del tiempo. Con la actualización del catálogo de proyectos del Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú se podrá hacer que el planeamiento de la generación eléctrica defina la futura secuencia óptima de proyectos de generación hidroeléctrica. Mientras se llega a esta situación ideal, se debe respetar las cadenas óptimas en los principales ríos del país establecidas por la Misión Alemana de Energía. En estas cadenas se encuentran 46 de los 51 proyectos de más de 300 MW, que constituyen unos 30,000 MW o sea alrededor del 50% del potencial hidroeléctrico técnico del país. Recordemos que estos ríos son: Apurimac, Ene, Huallaga, Inambari, Mantaro, Marañón, Perené, Urubamba, Pampas y Tambo. Para los procesos de subastas y licitaciones tendremos entonces tres bloques de proyectos: • Bloque A: constituido por los 46 proyectos de más de 300 MW en los principales ríos del país. • • Bloque B: con los proyectos en los ríos en que han sido actualizadas las cadenas óptimas • • Bloque C: con los proyectos en los ríos en que no han sido actualizadas las cadenas óptimas, que son en su mayoría de menos de 300 MW. En este bloque distinguimos, además, dos categorías: •

- Bloque C1: Proyectos de más de 100 MW - Bloque C2: Proyectos de 20 hasta 100 MW La razón de esta separación es que la Misión Alemana de Energía no consideró los proyectos de centrales de pasada de menos de 100 MW, lo cual dejó un conjunto de ríos sin proyectos. Sin embargo, estos proyectos son muy importantes, como lo han demostrado las subastas RER para las centrales de pasada de hasta 20 MW, porque sus costos y precios son menores, al no requerir grandes obras civiles, especialmente, la construcción de presas para los reservorios de regulación. En otras palabras, el Bloque C2 considera todos los proyectos de 20 hasta 100 MW, tanto las centrales hidroeléctricas con reservorios de regulación que consideró en algunas cuencas la Misión Alemana de Energía, como las centrales de pasada en otras cuencas que no fueron consideradas. Cabe señalar, que las centrales de pasada podrían complementarse en el futuro con reservorios de regulación, cuando los precios del mercado lo justifiquen, o cuando se requieran para fines de producción de agua potable o alimentos. b) Demanda La demanda será la de un período mínimo de 5 años y un máximo de 20 años. Comprenderá la demanda de cada una de las empresas de distribución, que participarán obligatoriamente, y la de los clientes libres que deseen participar en las subastas y licitaciones. c) Subastas y licitaciones Los principios rectores de las subastas y licitaciones serán propiciar la mayor competencia posible entre la oferta, y lograr los mejores precios de la electricidad para la demanda. Se realizará un mínimo de dos subastas y/o licitaciones por año, y se procurará el mayor número posible de ganadores de tamaños similares y distintos dueños, para evitar la formación de oligopolios, como ha sucedido en el caso de la generación termoeléctrica en base al gas natural. En los casos de los Bloques A y B se

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realizarían licitaciones con proyectos y precios máximos definidos por el convocante, que estimamos debería ser Osinergmin, en coordinación con Electroperú. Las empresas participantes podrían participar con ofertas en todos los proyectos convocados, y las empresas ganadoras serían las que ofrecen el menor precio de la electricidad en cada proyecto. En los casos de los Bloques C1 y C2 se realizarían subastas con proyectos definidos por las empresas participantes. El convocante definirá los precios máximos aceptados y la energía total de la subasta. Las empresas ganadoras serían ordenadas de menor a mayor precio ofertado para la energía de su proyecto. Al final de las subastas y licitaciones se tendría un conjunto de empresas ganadoras, cada una de ellas con un proyecto específico, una energía determinada y un precio igual o menor que el precio máximo establecido. La energía de cada proyecto ganador, se repartiría en proporción a la energía demandada por cada empresa distribuidora y cada cliente libre, participante en la subasta o licitación. Este proceso se continuaría hasta completar los proyectos licitados y subastados.

N°4. Constitución del Fondo de Desarrollo Hidroeléctrico El aumento del precio del gas natural para los generadores del subsector eléctrico, respecto del precio contractual del Lote 88, servirá para constituir un Fondo de Desarrollo Hidroeléctrico. De esta manera, el subsector hidrocarburos (gas natural) devolverá al subsector eléctrico, en forma realmente efectiva, la contribución que ha recibido y recibe por el desarrollo del gas de Camisea, tanto por ser una importante demanda de gas natural como por su participación en la Garantía por Red Principal (GRP) de los gasoductos del centro y del sur. A tal fin, en la primera quincena de cada mes, el Consorcio Camisea, que opera el Lote

88, deberá devolver al Fondo de Desarrollo Hidroeléctrico la diferencia mencionada correspondiente al mes anterior. El Fondo de Desarrollo Hidroeléctrico servirá para los fines siguientes:  La inversión del Estado en la Planificación y Desarrollo de Proyectos Hidroeléctricos encargada a Electroperú  La inversión del Estado en los estudios de mayor detalle, estudios de factibilidad y estudios definitivos, de los 46 proyectos de más de 300 MW en los principales ríos del país  La inversión del Estado en los estudios y gestión del impacto social y ambiental de los 46 proyectos en los principales ríos del país  La participación del Estado en las Asociaciones Público Privadas que se constituyan para la realización de algunos de los 46 proyectos mencionados

N°5. Revisión de la Política Antimonopolio y Antioligopolio en el Subsector Eléctrico. La experiencia de la concentración de la generación termoeléctrica en base al gas natural (Kallpa, Enersur y Edegel) y la reciente difusión de la integración vertical por la expansión en el negocio de la generación de una empresa de distribución (Luz del Sur), indican que es necesaria una revisión de las políticas antimonopolio y antioligopolio en el subsector eléctrico. En el caso de Luz del Sur, resulta curioso que no se mencione el caso de Edegel y Edelnor que son, respectivamente, una empresa de generación y una empresa de distribución, que tienen el mismo dueño y que, por tanto, representan un caso previo similar al de Luz del Sur. Bastaría, entonces, que Luz del Sur constituya una empresa de generación, para que en los términos actuales se considere que el problema esté resuelto.

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Por el contrario, la solución debe tomar un carácter más estricto y requerir que además de la separación empresarial de las actividades de generación y distribución, tengan dueños diferentes, es decir, que decidan en que actividad se quedan y vendan la otra. Debería seguirse la misma política que en el caso de la transmisión, donde la prohibición es más estricta y no se ha producido ningún caso de integración vertical hacia la generación o hacia la distribución. La discrecionalidad que permite ahora la ley actual debería eliminarse por límites más estrictos. Con ello no se perturba a la inversión ya que la generación y la distribución en Lima son negocios rentables y por ende fácilmente transables y, por el contrario, demostrarían transparencia y una clara política de separación de negocios, que atraería a nuevos inversionistas. En el caso de la generación termoeléctrica en base al gas natural no ha habido un límite previo y la experiencia debe servirnos para que no suceda lo mismo en el caso de la generación hidroeléctrica. El problema es que una vez producida la concentración y aumentado el poder de mercado del oligopolio constituido, se ahuyenta a nuevos inversionistas, quienes fácilmente se dan cuenta que no pueden entrar en un coto cerrado. En el caso de la generación, debemos procurar que haya la mayor cantidad de empresas diferentes para que se establezca una mayor competencia y evitar el poder de mercado de un pequeño grupo de generadores. De acuerdo a la experiencia de otros países, resulta ilusorio pensar que se pueda constituir un mercado eléctrico realmente competitivo con la participación de muchos generadores. Normalmente, hay una tendencia a la concentración que debe ser regulada. Por ejemplo, al fin del 2014, la potencia instalada del SEIN fue de 9,247.7 MW, y solo 5 de los 41 generadores, concentraban el 67.4 % de tal potencia. Las potencias instaladas de estos 5 generadores variaban entre 6.2% y 20.6% de la potencia instalada total del SEIN. En cambio, los otros 36 generadores tenían potencias instaladas

entre 0.02% y 3.87%, y sumaban solo el 32.6% de la potencia instalada del SEIN. Por tal razón, se debe controlar la tendencia a la concentración y la posibilidad de formación de oligopolios, considerando límites en el número de las empresas grandes y en los porcentajes de la potencia instalada individual y total, que deben ser respetados en el sistema de licitaciones y subastas. Sería deseable, por ejemplo, que haya al menos 10 empresas grandes, que concentren un máximo del 50% de la potencia instalada total, y que sus potencias instaladas individuales sean del orden del 5% del total del SEIN.

N°6. Reintegración a Empresas y Usuarios Eléctricos Afectados por la Intervención Política en el Desarrollo Eléctrico La intervención política en el subsector eléctrico ha afectado a los usuarios y a los dueños de las empresas de Estado, en beneficio de las empresas con nuevos proyectos de generación hidroeléctrica. En efecto, en marzo de 2010, Proinversión, en el marco de la licitación de centrales hidroeléctricas por 1000 MW, dio la buena pro a Kallpa (C.H. Cerro del Aguila), Odebrecht (C.H. Chaglla) y Egecuzco (C.H. Pucará) con precios de venta de electricidad más altos que los de mercado. Esta situación se produjo porque en la licitación se obvió la participación de Osinergmin, y no se estableció límites de precios, tal que los postores, como era de esperarse, presentaron ofertas por encima de los precios de mercado vigentes. Los compradores de esa energía, designados arbitrariamente por Proinversión, son Electroperú y las empresas de distribución del Estado que están fuera de Lima. Los perjudicados finales de esta licitación, a partir del 2016 en que entran en operación comercial tales centrales y por el período contractual de 15 años, serán los usuarios de las empresas de distribución

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de provincias, quienes deberán pagar los sobreprecios, y los fondos de jubilados, dueños de Electroperú, que deberán transferir sus utilidades a las tres empresas generadoras. Estimados del área comercial de Electroperú, a julio de 2015, indican que los sobreprecios para los usuarios de distribución de provincias serían del orden de los 400 millones de dólares y las utilidades que transferirían los fondos de jubilados, a través de Electroperú, serían de 700 millones de dólares. La explicación del alto nivel de pérdidas de Electroperú es que la energía que no se venda en las empresas de distribución

del Estado, debe venderla Electroperú en el mercado spot o de corto plazo, cuyos precios se encuentran totalmente distorsionados en valores muy bajos. Resulta contraproducente que el Estado, para atraer inversiones, perjudique a la sociedad que debe servir y respetar. Por consiguiente, si el Estado, representado por Proinversión, opta por no renegociar los contratos, debería por justicia, ante un error administrativo, compensar a los usuarios de las empresas de distribución de provincias y a Electroperú, cuyos dueños son los fondos de jubilados.

DATOS DEL AUTOR * David Grández Gómez, Ingeniero MecánicoElectricista, Promoción 1966 de la UNI, Master of Science en Ingeniería Eléctrica, Promoción 1972 del MIT- Massachusetts Institute of Technology. Ha sido profesor principal de la UNI. Trabajó en la Empresa Electricidad del Perú – ELECTROPERÚ durante 22 años, desde su fundación en setiembre de 1972, ejerciendo entre otras, las funciones de Gerente de Operaciones, Gerente Técnico, Gerente de Obras y Gerente de Proyectos. Su labor estuvo dirigida especialmente a contribuir a la formación, gestión y desarrollo de los Sistemas Interconectados del Centro-Norte y del Sur del Perú, los cuales constituyen ahora el Sistema Interconectado Nacional. Ha sido, también, miembro de los Directorios de ElectroCentro y

ElectroOriente, y Presidente de los Directorios de Hidrandina y ELECTROPERÚ. Desde 1994 se desempeña como Consultor Técnico de diversas instituciones y empresas del sector energía, habiendo realizado diversos trabajos en sus áreas de especialización en Perú, Brasil, Panamá, República Dominicana, San Salvador y Nicaragua. Recibió en julio de 2005, la Antorcha de Habich, distinción otorgada por la Universidad Nacional de Ingeniería a sus egresados ilustres. Fue miembro de la Directiva del Colegio de Ingenieros del PerúCIP, durante la gestión del Decano Nacional Ingeniero Roberto Heredia Zavala en el período 1984-1985, es Miembro Vitalicio del CIP desde noviembre de 2005 y ha recibido la Orden de la Ingeniería Peruana en junio de 2014.

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Fotos del Foro Peruano de Energía

Ingenieros Alberto Muñante, Guillermo Castillo, Humberto Montes, Cesar Butrón, Jesús Tamayo, Carlos Herrera, Amadeo Prado y Aurelio Ochoa.

Conferencista Sr. Ingeniero Alberto Muñante Aquije.

Foro Peruano de Energía – 5 y 6 de octubre de 2015 Aportes de la Reunión de Especialistas del Sector Energético Peruano

Conferencista Sr. Ingeniero Amadeo Prado

Ingenieros Humberto Montes y Guillermo Castillo.

Conferencista Sr. Ingeniero Cesar Butrón Fernández.

Especialistas del Sub Sector Hidrocarburos, Reunión del 08 de setiembre del 2015

Especialistas del Sub Sector Hidrocarburos, Reunión del 14 de setiembre del 2015

Foro Peruano de Energía – 5 y 6 de octubre de 2015 Aportes de la Reunión de Especialistas del Sector Energético Peruano

Especialistas del Sub Sector Eléctrico, Reunión del 12 Octubre Del 2015.

Especialistas del Sub Sector Eléctrico, Reunión del 01 Setiembre del 2015.

Foro Peruano de Energía – 5 y 6 de octubre de 2015 Aportes de la Reunión de Especialistas del Sector Energético Peruano