La crisis de falta de contratos de suministro entre fabricantes y distribuidores para atender el mercado. Modificación de las condiciones para el cálculo de la tarifa de barra y la posibilidad de realizar retiradas de energía sin soporte contractual regulada por .
MARCO REGULATORIO DEL SECTOR ELÉCTRICO
Marco normativo general
También se garantiza a toda empresa el derecho a organizarse bajo cualquier forma de empresa contemplada en la legislación nacional, así como la erradicación de tratos discriminatorios y/o discriminatorios en materia de intercambio, precios, aranceles o derechos no arancelarios dentro de cualquier sector, tipo. de empresa económica o de ubicación geográfica de las empresas. Este decreto afecta a las empresas que suscriban contratos con el Estado al amparo de la legislación sectorial sobre exploración, desarrollo y/o explotación de recursos naturales y cuya inversión requiera un período superior a cuatro años en cualquier actividad económica.
Marco regulatorio del sector eléctrico
- Legislación en materia tributaria
- Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)
- Sistema de fi jación tarifaria
- Procedimiento para la fi jación de tarifas en barra
- Valor agregado de distribución
- Garantía por Red Principal de Camisea
- Comité de Operación Económica del Sistema (COES)
Los precios de la energía en horas pico y valle se calculan como los promedios de los costos variables de generación. La operación de la planta es ordenada por el COES según costos variables.
Actores del mercado eléctrico
EL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO
Oferta de potencia y energía eléctrica
- Potencia instalada
- Potencia efectiva
- Producción de energía
Las empresas con unidades de mayor potencia efectiva de origen térmico en el mercado eléctrico son Energía del Sur S.A., con un 15%, y la Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A., con un 12%. Las empresas con mayor producción de energía eléctrica de origen térmico para el mercado eléctrico son Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A., con un 25%, y Energía del Sur S.A., con un 17%.
Demanda de potencia y energía eléctrica
- Máxima demanda
- Proyecciones de crecimiento de la demanda de potencia y energía
Cabe destacar el impacto de la actividad minera como principal fuente de demanda eléctrica. Como resultado del análisis de la proyección de crecimiento del mercado eléctrico, se puede proyectar la demanda de energía y energía para el SEIN según diferentes tipos de escenarios: optimista, promedio (escenario básico) y conservador. Según estudios realizados por Osinerg y publicados por el Ministerio de Energía y Minas, las previsiones de demanda energética muestran que crecerá a un ritmo anual del 4,64% respectivamente para los escenarios optimista, medio y conservador, como se puede observar en el gráfico. 2.4.
Para satisfacer el crecimiento de la demanda de potencia y energía, existen algunos proyectos de generación, que se pueden clasificar en hidráulica y térmica, dependiendo del recurso que utilicen. Centro Centro Centro Centro Centro Centro Centro Centro Centro Centro Centro Norte.
Causas y descripción de la crisis
- Dependencia del recurso hídrico
LA CRISIS DE LA FALTA DE CONTRATOS DE SUMINISTRO ENTRE GENERADORAS Y
DISTRIBUIDORAS PARA ATENDER EL MERCADO REGULADO
Mecanismo de cálculo de la tarifa regulada basado en estimaciones de los costos marginales
Durante un período suficientemente largo, se espera que el promedio de las proyecciones anuales para determinar el tipo de cambio de la barra sea equivalente al promedio real de los costos marginales de energía. Nota: las columnas son los valores de costo marginal y la línea son los valores de tarifa. Fuente: Libro Blanco del proyecto de ley para garantizar el desarrollo eficiente de la producción eléctrica.
En cuanto a la participación de la generación hidráulica en la capacidad aportada en 2004, frente a las estimaciones de Fuente: Libro Blanco del Proyecto de Ley para Garantizar el Desarrollo Eficiente de la Producción de Electricidad.
El mecanismo de remuneración de la capacidad
Esto a expensas de las inversiones en instalaciones de generación básica, como las centrales hidroeléctricas. De hecho, este plan inicial de reembolso de energía no proporcionó incentivos para la instalación de unidades de bajo costo variable. A la fecha, la falta de inversión en el parque energético es claramente visible al observar las centrales que emiten en el momento de máxima demanda del sistema, determinando los costos marginales de energía en el mercado de corto plazo.
Actualmente, de acuerdo con la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y los procedimientos del COES, la compensación por capacidad de las plantas generadoras se realiza por dos conceptos: a) ingresos garantizados por energía fija y b) ingresos adicionales por la energía generada en el sistema. . Para determinar el ingreso garantizado por potencia fija se toma la potencia efectiva de las plantas que transmiten para satisfacer la demanda máxima mensual más la reserva del sistema.
Los contratos de suministro y el respaldo de energía fi rme La ley de Concesiones Eléctricas establece en su artículo 34 que los
La modificación del sistema de recompensa energética recibió fuertes críticas en su momento, principalmente por parte de grupos empresariales que se habían comprometido a realizar inversiones en infraestructura termoeléctrica, como resultado del programa de promoción de la inversión privada lanzado por el gobierno peruano en la década de 1990. La Ley de Concesiones Eléctricas define en su artículo 34 que. potencia y energía totales durante al menos los próximos 24 meses2. Por otro lado, el artículo 101 del reglamento de la LCE señala que “ningún miembro del COES puede contratar con sus usuarios más energía y energía sustentable que la propia y las contratadas con terceros, independientemente de que les pertenezcan o no al COES”. el objetivo de que los contratos de suministro cuenten con garantías de suministro.
PRIMERO.- Suspensión de los efectos del párrafo f) del artículo 36 de la Ley de Concesiones Eléctricas.- Suspensión de los efectos de lo dispuesto en el párrafo f) del artículo 36 de la Ley de Concesiones Eléctricas por el período que durará desde la entrada en vigor del contrato. vigencia de la presente ley hasta el 31 de diciembre de 2007. Asimismo, cualquier otra sanción administrativa que resulte del incumplimiento de lo dispuesto en la letra b) del artículo 34 de la Ley será postergada por el mismo período.
Medidas adoptadas para superar la crisis y los efectos obtenidos
- La contratación forzosa dispuesta por el Decreto de Urgencia N.° 007-2004
- La modifi cación de las condiciones para el cálculo de la tarifa en barra y la posibilidad de efectuar retiros de energía sin respaldo
- Las subastas como mecanismo para incentivar la contratación del suministro de energía, reguladas por el Decreto de Urgencia N.º 007-2006
- Medidas para asegurar el desarrollo efi ciente de la generación eléctrica aprobadas por Ley N.° 28832
- Licitaciones a precio fi rme
- Mercado de corto plazo y Comité de Operación Económica del Sistema
El cambio de las condiciones para el cálculo de la tarifa de la barra y la posibilidad de retirar energía sin soporte de barra y la posibilidad de retirar energía sin soporte contractual, regulado por la Ley N° 28447. Los principales cambios se referían a las condiciones para que Osinerg calculara la tarifa de barra. El primer cambio que introdujo esta ley fue el cambio de los plazos reglamentarios para la determinación de la tarifa del bar; El período anual reemplazó al período semestral.
Dado que el texto legal no ha establecido las condiciones para la determinación del precio, es imperativo que estos criterios se establezcan reglamentariamente. En cuanto a la fórmula de actualización del precio de la luz, hay que llamar la atención sobre la diferencia introducida.
ALTERNATIVAS DE INVERSIÓN: GENERACIÓN HIDRÁULICA O GENERACIÓN TÉRMICA
Evaluación fi nanciera de la planta de generación térmica Características de la planta
- Costos de inversión, operación y mantenimiento
- Costos de operación y mantenimiento Costos fi jos de operación y mantenimiento
- Cronogramas
- Evaluación económica y fi nanciera
Los costos fijos de operación y mantenimiento corresponden principalmente a costos de personal de operación y mantenimiento. Los costes variables del dispositivo dependen principalmente del tipo de combustible utilizado y del régimen de funcionamiento. El tiempo necesario para obtener los recursos financieros depende de los beneficios del proyecto y de la situación económica y financiera del inversor.
En el caso de la depreciación de activos, hemos aplicado la tasa impositiva del 3% para obras civiles y del 10% para maquinaria y equipo. Desde el primer año de operación de la planta se registran saldos positivos; El mayor monto corresponde al noveno periodo de operación.
Evaluación fi nanciera de la planta de generación hidráulica 1. Características de la planta
- Costos de inversión, operación y mantenimiento Costos de inversión
- Cronogramas
- Evaluación económica y fi nanciera
El tiempo estimado para firmar el contrato, pagar el anticipo y entregar la orden de transferencia al proveedor es de un mes. Está previsto que durante el período 0 se realicen los desembolsos correspondientes al pago del 37% de la inversión, que corresponde principalmente a anticipos para la ejecución de las obras y compra de equipos. En el período 1 se prevén desembolsos correspondientes a obras civiles, instalación y pruebas de la instalación, por montos equivalentes al 40% de la inversión total.
Desde el primer año de operación de la planta se registran saldos positivos; El mayor monto corresponde al séptimo período operativo. El flujo de accionistas presenta saldos negativos en los tres primeros periodos de evaluación, debido al aporte del 40% de la inversión total realizada con recursos propios.
Operación y mantenimiento Tarifa de transferencia Costos laborales Aportes Pago del impuesto a la renta Costos totales.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Como se mencionó, la tarifa de barra consiste en estimar o simular los costos marginales de la energía durante un período de tiempo relativamente largo, para lo cual Osinerg debe realizar estimaciones de oferta y demanda. Estos lineamientos han creado un sistema de licitación en el que sólo será objeto de licitación el precio de la energía valle, manteniendo la potencia y la energía punta en los valores regulados por Osinerg. Por este motivo, es fundamental que durante el periodo de recuperación de la inversión los flujos de ingresos estén garantizados a través del precio de la empresa eléctrica.
Dado que, a la fecha del presente estudio, las normas relativas a las condiciones especiales de la oferta por precio fijo, contenidas en la Ley núm. Puede ocurrir que, debido a las ofertas presentadas en la licitación, los valores de energía valle sean iguales a los valores de energía punta e incluso los superen.
BIBLIOGRAFÍA
Libro blanco sobre el proyecto de ley para garantizar el desarrollo eficiente de la producción eléctrica. Magíster en Finanzas y Derecho Corporativo de la Universidad ESAN y Abogado de la Universidad de San Martín de Porres y estudios de especialización en regulación de servicios públicos y gestión de terminales portuarias. Actualmente es asesora jurídica de la Dirección General de Concesiones de Transporte del Ministerio de Transportes y Comunicaciones, principalmente en temas relacionados con concesiones portuarias y ferroviarias.
Magíster en derecho financiero y corporativo de la Universidad ESAN y abogado de la Universidad de Lima. Se ha desempeñado como asesor jurídico de la Oficina de Concesiones Mineras del Registro Público de Minería (hoy Ingemet) y de la Alta Gerencia del Ministerio de Energía y Minería. También fue vicepresidente del Comité Jurídico de la Actividad Minera. División de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía.
