CONTENIDO PRESENTACIÓN Comportamiento del · PDF fileInfOsinergmin Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería CONTENIDO Comportamiento del MercadoLICITACIONES: Aprueban

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Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

CONTENIDO

LICITACIONES:Aprueban Bases

de Licitaciones deLargo Plazo

(Pág. 2)

ENERGÍASRENOVABLES:

Aprueban Bases dela primera subasta

(Pág. 3)

REGULACIÓN:OSINERGMIN

fijó el VAD para elperiodo 2009-2013

(Pág. 4)

MERCADOS YAGENTES:

Cae consumoeléctrico argentino

(Pág. 12)

TEMA DEINTERÉS:

Nuevas Centralesen América Latina

(Pág.. 14)

Acontecimiento de Regulación y Mercados de Energía

PRESENTACIÓN

Año 11 N° 11 Noviembre de 2009

Comportamiento del MercadoEléctrico en octubre 2009

De acuerdo a la información proporcionada por el Comité de OperacionesEconómicas del Sistema Interconectado Nacional, COES, la máxima demandadel Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, SEIN, en octubre del presenteaño fue 4 088,42 MW, registrada el 28 de octubre a las 19:00 horas, cifra querepresentó una caída del 0,01% respecto a la máxima demanda del mes deoctubre de 2008.

Producción de energíaLa producción eléctrica mensual a nivel nacional en octubre del presente añose calcula en 2 541,6 GW.h, 0,47% menor que la producción del mismo periododel año anterior, tal como se observa en el gráfico siguiente.

Producción por empresa y origenSegún información del COES, en el mes de octubre, se observó una mayorparticipación de la generación hidráulica respecto del total nacional. En lapágina siguiente se muestra la producción eléctrica del mes, por empresa.

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Página 2 Año 11 Nº 11

Bases aprobadascorresponden a

procesos lideradospor Hidrandina

y Edelnor

Hidrandinabusca suministro

eléctrico por 9 añospara cinco empresas

distribuidoras

LICITACIONES DE ENERGÍA

Aprueban Bases Ajustadas para dosprocesos de Licitación a Largo Plazo

De acuerdo a la Ley Nº 28832, ‘Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de laGeneración Eléctrica’; el ‘Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad’; ylo establecido en la Norma ‘Procedimientos para Licitaciones de Largo Plazo deSuministros en el Marco de la Ley Nº 28832’, OSINERGMIN aprobó en el mesde octubre del presente año, las Bases Ajustadas para la convocatoria de dosprocesos de licitación de suministro de electricidad para empresas dedistribución eléctrica.

Licitación liderada por HidrandinaUna de las Bases Ajustadas que aprobó OSINERGMIN corresponde al procesode licitación de suministro energía eléctrica encabezado por Hidrandina, en elque también intervienen las empresas distribuidoras Enosa, Ensa,Electrocentro y Coelvisac. Las Bases en referencia se aprobaron medianteResolución Nº 177-2009-OS/CD, publicada el 02 de octubre último, en elportal web del organismo regulador (www2.osinerg.gob.pe)El objeto de la licitación es la contratación del suministro de potencia y energíaasociada para dar cobertura a la demanda eléctrica de los usuarios reguladosabastecidos por las empresas mencionadas, en el periodo comprendido entreel 01 de enero 2013 y el 31 de diciembre 2022, de conformidad a los términosy condiciones especificados en las Bases.

Licitación conducida por EdelnorLas otras Bases Ajustadas que aprobó el regulador corresponden al procesode licitación de suministro energía eléctrica que encabeza Edelnor y en el quetambién intervienen las empresas distribuidoras Luz del Sur, Electro Sur Este,Seal, Electro Puno y Electrosur. Estas Bases se aprobaron mediante ResoluciónNº 176-2009-OS/CD, publicada el 02 de octubre último, en su portal web.La licitación tiene por objeto seleccionar a la(s) empresa(s) de generacióneléctrica que ofrezca(n) las condiciones económicas más ventajosas para elsuministro de la potencia y energía asociada requeridas por las empresaslicitantes para atender a sus usuarios regulados y libres, en un periodo de 12años, que se iniciaría el 01 de enero de 2014.

Edelnor buscasuministro eléctrico

por 12 años para seisdistribuidoras

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Actividades Fecha Inicio Fecha FinalVenta de Bases 15.10.09 21.12.09Sugerencias y consultas a las Bases 15.10.009 12.11.09

Publicación web de Bases consolidadas 10.12.09 11.12.09Comunicación individual electrónica de la fecha de presentación de sobres de calificación y oferta

11.12.09 11.12.09

Presentación de sobres de calificación 22.12.09 24.12.09

Publicación de relación de postores 30.12.09 30.12.09

Acto Público de apertura de sobres de oferta y Adjudicación de la Buena Pro 15.01.10 15.01.10

Publicación de resultados de la subasta 16.01.10 16.01.10

Cronograma

Página 3Año 11 Nº 11

Energíarequerida es de 1 314

GWh/año paratres tecnologías RER

Convocatoria dela subasta se hizo a

nivel nacional einternacional

Acto Público deAdjudicación de

la Buena Prose realizará

en enero de 2010

ENERGÍAS RENOVABLES

Aprueban Bases de primera subasta de energías renovables

El Ministerio de Energía y Minas aprobó las Bases para la primera subasta desuministro de electricidad con recursos energéticos renovables, medianteResolución Viceministerial Nº 078-2009-MEM/VME, publicada el 15 deoctubre último en el diario oficial El Peruano.El mismo día OSINERGMIN publicó, en un medio escrito de circulaciónnacional y otro extranjero, la convocatoria a subasta internacional para elsuministro de electricidad con recursos energéticos renovables, por medio dela cual convoca a las empresas interesadas en participar en dicho proceso

Objeto de la subastaEl objetivo de la subasta es seleccionar proyectos de generación RER para elsuministro de electricidad al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, porun plazo de 20 años. La energía requerida en la subasta será equivalente a 500MW con un factor de planta de 0,3. Esta energía será asignada por tecnologíassegún se muestra en el cuadro siguiente:

La participación de los proyectos hidroeléctricos menores a 20MW será hastaun máximo de 500 MW.h por año, de acuerdo a las disposiciones establecidasen las Bases.De acuerdo con las Bases de la subasta, los proyectos de generación RERpara suministrar energía eléctrica entrarán en operación comercial a más tardarel 31 de diciembre de 2012.

Eventos de la subastaEl 21 de agosto se inició el registro de participantes a esta primera subasta desuministro de electricidad con recursos energéticos renovables, y el 15 deoctubre último se inició la venta de las Bases correspondientes.El cuadro siguiente muestra el cronograma del proceso.

Tecnología RER Biomasa Eólica Solar TotalEnergía requeida (GWh/año) 813 320 181 1 314

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También se aprobóPrograma Trimestral

de Transferencias delMecanismo deCompensación

VAD representael 36% del valor de

la tarifa eléctricaaplicable al usuario

final en el SEIN

PNG se calculacada 3 meses según

norma aprobada porOSINERGMIN

REGULACIÓN

Aprueban Precios a Nivel Generaciónen Subestaciones Base del SEIN

OSINERGMIN aprobó el Precio a Nivel Generación, PNG, en SubestacionesBase para la determinación de las tarifas máximas a los usuarios regulados delSistema Eléctrico Interconectado Nacional, y su fórmula de reajuste, aplicablesen el periodo comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y el 31 de enerode 2010, mediante Resolución Nº 197-2009-OS/CD, publicada el 31 de julioúltimo.El PGN es calculado como promedio ponderado de los precios de los contratossin licitación y de los precios de los contratos resultantes de las licitaciones,según el procedimiento establecido en la Resolución Nº 180-2007-OS/CD.

Nuevos PreciosLos nuevos precios están contenidos en la mencionada resolución, la mismaque aprobó también el Programa Trimestral de Transferencias, en NuevosSoles, por el Mecanismo de Compensación correspondiente al periodonoviembre 2009 – enero 2010.El programa de transferencias tiene como aportantes y receptores las siguientesempresas: Electronoroeste aporta a las empresas Edecañete y Edelnor,mientras que Hidrandina, Electronorte, Luz del Sur, Electro Sur Medio,Electrosur, Seal, Electrocentro, Electro Sur Este, Electro Puno, ElectroUcayali, Coelvisac, Adinelsa, Emsemsa, Chavimochic, y Electro Tocahe aportana Edelnor.La resolución también aprobó las Transferencias por Saldos EjecutadosAcumulados por el Mecanismo de Compensación correspondiente al mes deoctubre de 2009, en Nuevos Soles.

Quinta Regulación delValor Agregado de Distribución

El Valor Agregado de Distribución, VAD, es uno de los tres componentesprincipales de la tarifa eléctrica aplicable al usuario final, con una participaciónque bordea el 36%.

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Organismo reguladortambién fijo factoresde ponderación delVAD por empresas

distribuidoras

Fijación del VADde 2009 es la quinta

regulación en eldel marco de la LCE

OSINERGMINsustentó sus

propuestas VAD endos audiencias

descentralizadas

El VAD se regula cada cuatro años. Esto significa que, desde la promulgaciónde la Ley de Concesiones Eléctricas, en noviembre de 1992 hasta la fecha, lastarifas de distribución eléctrica se han regulado en cinco oportunidades, enlos años 1993, 1997, 2001, 2005 y 2009.El último procedimiento de fijación del VAD se inició en setiembre de 2008,cuando el Ministerio de Energía y Minas estableció los sectores de distribucióntípicos para la fijación de las tarifas de distribución eléctrica, mediante laResolución Directoral N° 028-2008 EM/DGE.En diciembre de 2009, OSINERGMIN, mediante el Oficio N° 1086-2008-GART, encargó la elaboración de los estudios de costos del VAD a las empresasde distribución eléctrica Edelnor, Electronoroeste, Seal, Electrocentro, ElectroSur Este, Electro Puno y Coelvisac, responsables de los sectores típicos 1, 2,3, 4, 5, Sistemas Eléctricos Rurales (SER) y Especial, respectivamente.Los estudios del VAD realizados por las empresas consultoras contratadaspor las concesionarias responsables de la ejecución de los mismo fueronexpuestos y sustentados en dos audiencias públicas que se realizaron el 23 dejunio de 2009, para los sectores típicos 1, 2, 3, 4 y 5; y el 22 de julio, para losSectores Típicos Especiales y SER. En ellas, los representantes y asesores delas empresas indicadas respondieron y/o comentaron las intervenciones delos asistentes a las audiencias.El 16 de octubre de 2009, se publicó la Resolución Nº 181-2009-OS/CD quefijó los Valores Agregados de Distribución, los Cargos Fijos y Parámetros deCálculo Tarifario y las fórmulas de actualización de los VAD y Cargos Fijos,entre otros.La publicación de esta resolución estuvo antecedida por la prepublicación delos valores del VAD establecidos por OSINERGMIN y por la sustentación delos mismos en dos audiencias públicas descentralizadas, la primera se realizóel 01 de setiembre de 2009 simultáneamente en Lima y Piura, para los SectoresTípicos 1, 2, 3 y Especial; la segunda, el día 02 de setiembre de 2009, en Limay Cusco para los Sectores Típicos 4, 5 y SER.

Clasifican Sistemas de Distribuciónen Sectores Típicos

De acuerdo con lo establecido por la Resolución Directoral Nº 028-2008-EM/DGE, OSINERGMIN realizó la clasificación de los sistemas dedistribución eléctrica considerando los sectores típicos 1, 2, 3, 4, 5, Especial,y SER vigentes para el periodo noviembre 2009 – octubre 2013. Laclasificación se realizó a través de la Resolución Nº 179-2009-OS/CD,publicada el 15 de octubre último.Asimismo, fijó los factores de ponderación de los Valores Agregados deDistribución de cada una de las empresas de distribución eléctrica, y losSistemas Eléctricos Rurales, SER, calificados como tales por el Ministerio deEnergía y Minas de acuerdo a lo dispuesto por la ‘Ley General de ElectrificaciónRural’ y su Reglamento.La misma resolución también establece los nuevos sistemas de distribucióneléctrica, para cuyo efecto las empresas deben remitir al organismo reguladorla información comercial y técnica necesaria que permita aplicar lo dispuestoen la Resolución Directoral antes mencionada con un plazo no menor a 60días a la puesta en operación comercial del sistema de distribución eléctrica.

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OSINERGMINfijó valores del VADque son bases para

establecer la TIR delas distribuidoras

Recargo del FOSEse aplica a los

consumos mayoresa 100 kW.h/mes

FOSE favoreceacceso y permanencia

de los usuarios demenores recursos al

servicio eléctrico

Finalmente dispone que los factores de ponderación del VAD de cada una delas empresas dsitribuidoras serán recalculados anualmente de acuerdo con loestablecido en la Resolución Directoral N° 028-2008-EM/DGE.

Aprueban Altas y Bajas deDistribución Eléctrica

OSINERGMIN aprobó las Altas y Bajas del periodo 01 de julio de 2007 al 30de junio de 2008 y metrados existentes al 30 de junio de 2008 de lasinstalaciones de distribución eléctrica, mediante Resolución Nº 180-2009-OS/CD, publicada el 15 de octubre último.Asimismo, fijó el Valor Nuevo de Reemplazo, VNR, de las instalaciones dedistribución eléctrica, con metrados adaptados al 30 de junio de 2008, asícomo el factor de ajuste por verificación de campo que le sirvió de base.La Guía de Elaboración del VNR de las instalaciones de distribución eléctrica,aprobada por Resolución N° 329-2004-OS/CD, dispone que el cálculo delVNR al 30 de junio del año que corresponda, se realizará a partir del metrado(base) aprobado en la última fijación del VNR, para lo cual se considerará lasAltas y Bajas de las instalaciones de distribución eléctrica ocurridas en el últimoperíodo de 4 años. Según definiciones técnicas, se considera «Altas» a laincorporación de nuevas instalaciones eléctricas y no eléctricas; y, se consideran«Bajas» al retiro de instalaciones existentes.

Factor de Recargo y Programade Transferencias del FOSE

El Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica, FOSE, ysu Programa Trimestral de Transferencias Externas para el periodo noviembre2009 – enero 2010, fueron aprobados mediante Resolución Nº 196-2009-OS/ CD, aprobada el 30 de octubre último en el diario oficial El Peruano.El FOSE, creado mediante la Ley Nº 27510, ‘Ley que crea el Fondo deCompensaciones Social Eléctrica’, tiene el objetivo de favorecer el acceso ypermanencia en el servicio eléctrico a los usuarios residenciales del serviciopúblico de electricidad cuyos consumos mensuales sean iguales o menores a100 kW.h/mes.El Fondo se financia mediante un recargo en la facturación de los cargostarifarios de potencia, energía y cargo fijo mensual de los usuarios del serviciopúblico de electricidad de los sistemas interconectados con un consumo mayora 100 kW.h/mes. El cobro del aporte se incorpora en la factura del usuario.Este recargo se establece en función a un porcentaje que es determinado porOSINERGMIN teniendo en cuenta la proyección de ventas del periodovigente.

Recargo y transferenciasEn concordancia con el marco normativo del FOSE, la Resolución 196 aprobóen 1,027 el Factor de Recargo aplicable en la facturación del periodo noviembre2009 – enero 2010, y el correspondiente Programa Trimestral de TransferenciasExternas.

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Usuarios libresen condición de

regulados tambiénpueden acogerse a

una opción tarifaria

En Media Tensiónson tres las opciones

tarifarias aplicables alcomercio e industria

Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicaciónde las Tarifas Eléctricas a Usuario Final

OSINERGMIN aprobó la norma ‘Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicaciónde las Tarifas a Usuario Final’, mediante Resolución Nº 182-2009-OS/CD,publicada el 15 de octubre del presente año.

Alcances de la normaEn la norma están comprendidos las empresas distribuidoras de electricidad ylos usuarios del servicio público de electricidad. En particular los usuarioslibres que decidan pertenecer a la condición de cliente regulado de conformidadcon la Primera Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832, ‘Leypara Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica’.

Opciones tarifariasLos cuadros siguientes muestran las opciones tarifarias aprobadas por elorganismo regulador:

Opción Tarifaria Sistema y Parámetros de Medición Cargos de Facturación

MT2

Medición de dos energías activas y dos potencias activas (2E2P) Energía : Punta y Fuera de Punta Potencia: Punta y Fuera de Punta Medición de energía reactiva Modalidad de facturación de potencia activa variable.

a) Cargo fijo mensual; b) Cargo por energía activa en horas de punta; c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta; d) Cargo por potencia activa de generación en horas de punta; e) Cargo por potencia activa por uso de las redes de distribución en horas de punta; f) Cargo por exceso de potencia activa por uso de las redes de distribución en horas fuera de punta; g) Cargo por energía reactiva.

MT3

Medición de dos energías activas y una potencia activa (2E1P) Energía: Punta y Fuera de Punta Potencia: Máxima del Mes Medición de energía reactiva Modalidad de facturación de potencia activa variable. Calificación de Potencia: P: Usuario presente en punta FP: Usuario presente fuera de punta.

a) Cargo fijo mensual; b) Cargo por energía activa en horas de punta; c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta; d) Cargo por potencia activa de generación; e) Cargo por potencia activa por uso de las redes de distribución; f) Cargo por energía reactiva.

MT4

Medición de una energía activa y una potencia activa (1E1P) Energía: Total del mes. Potencia: Máxima del mes Medición de energía reactiva Modalidad de facturación de potencia activa variable Calificación de Potencia: P: Usuario presente en punta FP: Usuario presente fuera de punta.

a) Cargo fijo mensual; b) Cargo por energía activa; c) Cargo por potencia activa de generación; d) Cargo por potencia activa por uso de las redes de distribución; e) Cargo por energía reactiva.

Media Tensión

Publicaciones Osinergmin

Los directivos de las empresas, los especialistas y demás personas interesadasen recibir las publicaciones que edita la Gerencia Adjunta de Regulación

Tarifaria de OSINERGMIN pueden solicitar su inclusión en el directorio dedistribución de publicaciones de la GART, mediante comunicación remitida a

las direcciones que aparecen en la última página de esta publicación.

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En baja tensiónson trece las opciones

tarifarias aprobadaspor el organismo

regulador

Opción Tarifaria Sistema y Parámetros de Medición Cargos de Facturación

BT2

Medición de dos energías activas ydos potencias activas (2E2P)Energía: Punta y Fuera de PuntaPotencia: Punta y Fuera de PuntaMedición de energía reactivaModalidad de facturación de potenciaactiva variable.

a) Cargo fijo mensual; b) Cargo por energía activa en horas de punta; c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta; d) Cargo por potencia activa de generación en horas de punta; e) Cargo por potencia activa por uso de las redes de distribución en horas de punta; f) Cargo por exceso de potencia activa por uso de las redes de distribución en horas fuera de punta; g) Cargo por energía reactiva.

BT3

Medición de dos energías activas y una potencia activa (2E1P)Energía: Punta y Fuera de Punta Potencia: Máxima del MesMedición de energía reactivaModalidad de facturación de potenciaactiva variable Calificación de Potencia:P: Usuario presente en puntaFP: Usuario presente fuera de punta.

a) Cargo fijo mensual; b) Cargo por energía activa en horas de punta; c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta; d) Cargo por potencia activa de generación; e) Cargo por potencia activa por uso de las redes de distribución; f) Cargo por energía reactiva.

BT4

Medición de una energía activa y unapotencia activa (1E1P)Energía: Total del mesPotencia: Máxima del mesMedición de energía reactiva Modalidad de facturación de potenciaactiva variableCalificación de Potencia:P: Usuario presente en puntaFP: Usuario presente fuera de punta.

a) Cargo fijo mensual; b) Cargo por energía activa; c) Cargo por potencia activa de generación; d) Cargo por potencia activa por uso de las redes de distribución; e) Cargo por energía reactiva.

BT5A Medición de dos energías activas (2E)Energía: Punta y Fuera de Punta

a) Cargo fijo mensual; b) Cargo por energía activa en horas de punta; c) Cargo por energía activa en horas fuera de punta; d) Cargo por exceso de potencia en horas fuera de punta; e) Cargo por exceso de potencia en horas de punta.

BT5B Medición de una energía activa (1E)Energía: Total del mes

a) Cargo fijo mensual; b) Cargo por energía activa.

BT5C

Iluminación Especial o AlumbradoAdicional a cargo de Municipalidades,medición de una energía activa (1E)Energía: Total del mes


BT5C-AP

Alumbrado Público por aplicación delartículo 184º del RLCE, medición deuna energía activa (1E)Energía: Total del mes


BT5D Medición de una energía activa (1E)Energía: Total del mes


BT5E Medición de una energía activa (1E)Energía: Total del mes


BT6 Medición de una potencia activa (1P)Potencia: Máxima del mes

a) Cargo fijo mensual; b) Cargo por potencia activa.

BT7 Servicio Prepago de Energía Eléctrica, medición de Energía Activa (1E)

a) Cargo comercial del servicio prepago; b) Cargo por energía activa.

BT8 Suministros Rurales con CeldasFotovoltaicas a) Cargo mensual de energía equivalente

Baja Tensión

Tarifas eléctricasaplicables al sector

residencial estánubicadas en las

opciones tarifariasBT5B y BT7

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Año 11 Nº 11

Tarifas seránrevisadas doce mesesdespués del inicio deoperación comercial

del gasoducto

Regulador sustentósu propuesta de

tarifas de transportede gas en audienciadescentralizada quese efectuó en cuatro

ciudades del país

ResoluciónNº 176-2009-OS/CD

aprobó Bases paralicitaciones de largo

plazo de seisdistribuidoras

Fijación de las Tarifas de Transportedel Gasoducto Andino del Sur

OSINERGMIN fijó las Tarifas Básicas Iniciales de Transporte del GasoductoAndino del Sur, y su fórmula de actualización. Asimismo, fijó el periodo deregulación en doce (12) meses, contados a partir del inicio de la puesta enoperación comercial del proyecto, mediante la Resolución Nº 194-2009-OS/CD, publicada el 23 de octubre último.El cuadro siguiente muestra la tarifa aprobada por el organismo regulador:

Tarifa Básica Inicial US$/mil PC US$/mil m3

Servicio Firme 2,51 88,71Servicio Interrumpible GGEE 3,59 126,72

Servicio Interrumpible Otros 3,14 110,88

Reseña del procedimientoEl 06 de octubre de 2008, el Estado peruano suscribió el contrato de concesiónde transporte de gas natural por ductos de Camisea al sur del país con laempresa Kuntur. El 08 de junio de 2009, la empresa concesionaria presentósu propuesta tarifaria, dando inicio al proceso de fijación tarifaria del GasoductoAndino del Sur.El 12 de junio de 2009, la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, GART,de OSINERGMIN remitió a Kuntur las observaciones para la admisibilidadde su propuesta, y el 23 de junio último se publicó en la web del regulador lapropuesta tarifaria del concesionario. Asimismo, el 30 de junio, y el 02 y 07 dejulio se realizaron las Audiencias Públicas, en las ciudades de Lima, Puno,Arequipa y Cusco, vía videoconferencia, para la presentación y sustento de lapropuesta tarifaria por parte del concesionario.En tanto, el 16 de setiembre último, OSINERGMIN prepublicó el proyectode resolución que fija las tarifas de transporte del gasoducto andino del sur; yel 21, 23 y 25 de set iembre se realizaron las Audiencias PúblicasDescentralizadas, en las ciudades de Cusco, Lima, y Arequipa, respectivamente,para que los especialistas de la GART expusieran los criterios, metodología ymodelos económicos utilizados en el análisis de la propuesta tarifariapresentada por la empresa Kuntur.

RESOLUCIONES

Regulación de TarifasResoluciones de octubre 2009

OSINERGMIN No.175-2009-OS-CDDispone la exclusión de la Empresa Kallpa Generación S.A. del ‘Procedimiento de Fijación deTarifas de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao para el periodo 2009-2013’.(e. 01/10/2009, p. 07/10/2009)

OSINERGMIN No.176-2009-OS-CDAprueba Bases Ajustadas para la Convocatoria a licitación de suministro de energía eléctricapara las empresas Edelnor, Luz del Sur, Electro Sur Este, Seal, Electro Puno, y Electrosur dela Licitación ED-03-2009-LP.(e. 01/10/2009, p. 02/10/2009)

Página 9

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ResoluciónNº 181-2009-OS/CDfija valores del VAD

para periodo2009-2013


aprobó las BasesAjustadas para

licitación de largoplazo liderada por

Hidrandina


aprueba factor derecargo del FOSE y

el programa detransferencias

Continúa en la página 6

Viene de la página 9

OSINERGMIN No.177-2009-OS-CDAprueba Bases Ajustadas para la convocatoria a licitación de suministro de energía eléctricapara las empresas Hidrandina, Electronoroeste, Electronorte, Electrocentro, y Coelvisac.(e. 01/10/2009, p. 02/10/2009)

OSINERGMIN No.178-2009-OS-CDCalifica como confidenciales diversos documentos por constituir secretos comerciales deEdelnor, presentados dentro del ‘Procedimiento Regulatorio de Tarifas de Distribución Eléctricaaplicables al periodo comprendido entre el 01 de noviembre de 2009 y el 31 de octubre del 2013’.(e. 01/10/2009, p. 02/10/2009)

OSINERGMIN No.179-2009-OS-CDFija Clasificación de los Sistemas de Distribución Eléctrica en Sectores Típicos y los factoresde ponderación del VAD de cada empresa de distribución eléctrica.(e.14/10/2009, p. 15/10/2009)

OSINERGMIN No.180-2009-OS-CDAprueba Altas y Bajas y metrados existentes de las instalaciones de distribución eléctricacorrespondientes al periodo del 01 de julio de 2007 al 30 de junio de 2008, y Fija el ValorNuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución eléctrica.(e.14/10/2009, p. 15/10/2009)

OSINERGMIN No.181-2009-OS-CDFija las Tarifas de Distribución Eléctrica del periodo noviembre 2009 - octubre 2013.(e.14/10/2009, p. 16/10/2009)Fe de Erratas publicada en el diario oficial el 28.10.2009

OSINERGMIN No.182-2009-OS-CDAprueba Norma ‘Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final’.(e.14/10/2009, p. 15/10/2009)

OSINERGMIN No.184-2009-OS-CDFija las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y SistemasComplementarios de Transmisión para el periodo comprendido entre el 01 de noviembrede 2009 y el 30 de abril de 2013. (e.14/10/2009, p. 15/10/2009)Fe de Erratas publicada en el diario oficial el día 24.10.2009

OSINERGMIN No.194-2009-OS-CDFija Tarifas Básicas Iniciales de Transporte del Gasoducto Andino del Sur.(e.22/10/2009, p. 23/10/2009)

OSINERGMIN No.195-2009-OS-CDPrecisa plazo para la interposición de recursos de reconsideración respecto a la Resolución Nº181-2009-OS/CD mediante la cual se fijaron Valores Agregados de Distribución, CargosFijos y Parámetros de Cálculo Tarifario para el periodo noviembre 2009 - octubre 2013.(e.22/10/2009, p. 23/10/2009)

OSINERGMIN No.196-2009-OS-CDAprueba Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable a cargostarifarios de usuarios del servicio público de electricidad de los sistemas interconectados y elPrograma Trimestral de Transferencias Externas correspondiente al periodo noviembre 2009- enero 2010.(e.29/10/2009, p. 30/10/2009)

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aprobó Precio a NivelGeneración de

subestaciones Basedel SEIN

Sequía en el sectoragropecuario sería la

principal causa delmenor consumo

Precio aplicable alusuario regulado se

reducirá en 6,1%

MERCADOS Y AGENTES

Viene de la página 10

OSINERGMIN No.197-2009-OS-CDAprueba Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de tarifasmáximas a los usuarios regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, y su fórmulade reajuste para el periodo noviembre 2009 - enero 2010.(e.29/10/2009, p. 30/10/2009)

OSINERGMIN No.198-2009-OS-CDAprueba factores de actualización FA para determinar los cargos unitarios por CVOA-CMg,por OVOA-RSC y por Generación Adicional, aplicables a partir de noviembre del 2009.(e.29/10/2009, p. 30/10/2009)

OSINERGMIN No.202-2009-OS-CDDeja sin efecto la Resolución Nº175-2009-OS/CD mediante la que se dispuso excluir a laEmpresa Kallpa Generación S.A. del ‘Procedimiento de Fijación de Tarifas de Distribución de GasNatural en Lima y Callao para el periodo 2009-2013’.(e.29/10/2009, p. 30/10/2009)

Consumo eléctricoen Argentina sigue en caída

El consumo eléctrico cayó un 2,8% interanual en setiembre, marcando elséptimo mes de caída en el año, en momentos en que Argentina atraviesa poruna desaceleración por la crisis mundial y problemas domésticos. La caída delconsumo se explica principalmente por la merma en el interior del país, quesufre las consecuencias de la temporada adversa que vivió el sectoragropecuario por una sequía y por una extensa disputa con el gobierno. «En loque va del 2009 se acumula una baja interanual en conjunto del 1,2%», señaló en sureporte la Fundación para el Desarrollo Eléctrico, Fundelec. Luego de uncrecimiento a altas tasas entre el 2003 y el 2008, la economía local comenzóa frenar a fines del año pasado. Mientras que las cifras oficiales, muestrantodavía un crecimiento de la actividad, varios analistas privados aseguran queel país ingresó en una recesión. Según los datos de Fundelec, el 49,3% de laenergía consumida fue de origen hidroeléctrico; el 42,7% térmico, y el 7,5%nuclear, mientras que la importación representó sólo el 0,6% de la demandatotal. (Fuente: http://lta.reuters.com)

Reducirán el precio de electricidaden zona más poblada de Chile

Los precios que las generadoras eléctricas cobran a las distribuidoras en Chilebajarán cerca de un 13% en la poblada zona centro-sur del país, debido amenores costos de producción, informó el gobierno chileno. La caída en eldenominado «precio de nudo», que representa cerca de un 70% del cobro finala los consumidores residenciales, se aplicará en forma escalonada en lospróximos días en el Sistema Interconectado Central, SIC. Desde el 16 deoctubre, los precios nudo en el SIC caerán un 12,1% lo que implicaráinmediatamente una baja de un 6,1% en las cuentas de los clientes reguladosdel SIC. El 1% de caída restante en los precios nudo fijado para el SIC se

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Nuevo yacimientotendría reservas de

más de cinco billonesde pies cúbicos

Generandes Perú esel mayor tenedor deacciones de Edegel

con el 54,2%

Colocaciones decrudo y refinadoscayeron en 2 328millones de bpd

materializará a partir del 01 de noviembre, lo que significará una caída adicionalen las cuentas de la luz de un 2,6% a partir del mes de noviembre. En elSistema Interconectado del Norte Grande, SING, que tiene entre susprincipales clientes a las grandes mineras, el precio de nudo subirá un 0,6%,respecto de los precios vigentes, lo que se reflejará en un alza de un 0,3% enlas cuentas de los clientes regulados del SING a partir del 01 de noviembre.(Fuente: http://lta.reuters.com)

Endesa Chile compra 29% dela generadora peruana Edegel

La firma Endesa Chile, filial de la gigante española Endesa, compró el 29,4%de la peruana Edegel, la mayor compañía privada de generación de electricidaddel país, en una transacción que alcanzó cerca de 378 millones de dólares,informó la firma local. Endesa Chile adquirió unos 674,3 millones de accioneso el 29,4% de participación en Edegel, que estaban en manos de Generalima,otra subsidiaria de la española Endesa, dijo la empresa eléctrica local en uncomunicado enviado al regulador. La eléctrica chilena pagó 1,61 nuevos solespor cada papel de la firma Edegel, precisó. Con la transacción, la firmaGenerandes Perú se mantiene como la mayor accionista de Edegel con un54,20% de participación, seguido por Endesa Chile con 29,4%. El resto deacciones pertenece a varios inversores, entre ellos fondos privados de pensioneslocales. (Fuente: http://lta.reuters.com)

Exportaciones crudo Venezuelacaen en septiembre

Las exportaciones venezolanas de petróleo cayeron en septiembre en 230 052barriles por día tras haber aumentado en agosto, según datos del Ministerio deEnergía de la nación de la OPEP. Las exportaciones totales de crudo yproductos refinados descendieron en 2 328 millones de bpd en septiembre.Los datos del gobierno mostraron que las exportaciones de gas natural fueronen septiembre de 30 148 bpd mientras que el consumo doméstico de petróleofue de 512 882 bpd. En agosto, Venezuela exportó 2 558 millones de bpd,frente a los 2 407 millones de bpd de julio. (Fuente: http://lta.reuters.com)

Repsol da a conocer magnitud reservas dereciente descubrimiento gasífero en Venezuela

La española Repsol YPF confirmó que el pozo de gas natural hallado en lacosta de Venezuela contiene reservas de entre 5,6 y 7,8 billones de pies cúbicos,el mayor descubrimiento de este tipo en la historia del país latinoamericano.Repsol anunció en septiembre el hallazgo, en consorcio con la italiana ENI,de un bloque de gas con unas reservas estimadas de hasta 8 billones de piescúbicos, uno de los cinco mayores descubrimientos mundiales de gas en el2009. «Para la fase de desarrollo del bloque, la compañía petrolera estatal venezolanaPdvsa adquiriría 35% en el consorcio, manteniendo Repsol y Eni 32,5% de participacióncada una», dijo la compañía en un comunicado. Con 180 billones de pies cúbicosde gas, Venezuela posee el 30% de las reservas de gas de Latinoamérica, muypor encima de los 27 TCF de Bolivia, aunque muy lejos de los 1 700 TCF deRusia o los 1 029 TFC de Irán, y esperan llegar a 300 TCF a finales del 2014.(Fuente: http://www.americaeconomia.com)

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Gasista españolabusca mejorar su

estructura financieratras adquisición de

Unión Fenosa

CFE atenderá ausuarios de la

desaparecida Luz yFuerza del Centro

También crecieronlos inventarios de

gasolina, pero cayeronlos destilados,

según DOE

Apagones en el centro de México trascierre de empresa eléctrica estatal

El último 14 de octubre, algunos sectores de la capital mexicana y su periferiafueron afectados por cortes de electricidad a pocos días después del cierre deuna empresa eléctrica estatal. El 11 de octubre el gobierno federal decretó ladesaparición de la estatal compañía de Luz y Fuerza del Centro, que abastecíade energía a 20 millones de personas. La operación del sistema pasó a laComisión Federal de Electricidad, CFE, la otra empresa pública del ramo. Enalgunas zonas el corte duró por 24 horas, mientras que en otras el fluidoeléctrico continuó sin restricciones. El gobierno mexicano anunció que tras ladesaparición de Luz y Fuerza del Centro, el organismo federal del sector seráel encargado de brindar el servicio en la zona centro del país, donde vive 19%de todos los usuarios, por lo que queda descartada la creación de una nuevaempresa estatal. «La CFE será la empresa pública que ofrezca el suministroeléctrico, con el fin de proporcionar un servicio con los mismos estándares decalidad en toda la República Mexicana», informó la Secretaría de Energía.Luz y Fuerza del Centro registraba una pérdida anual de electricidad equivalentea 1 800 millones de dólares, casi tres veces más que las pérdidas totales de laCFE, según el gobierno. (Fuente: http://espanol.news.yahoo.com)

Crecen inventariosde gas en EE.UU.

El nivel de reservas de gas natural de Estados Unidos creció 25 mil millonesde pies cúbicos, informó el Departamento de Energía de ese país. El organismoreportó que los inventarios en la región consumidora del este del país crecieronen 17 mil millones pies cúbicos, mientras que en el oeste aumentaron en 7 milmillones de pies cúbicos. En la región productora, los inventarios subieron en1 mil millones de pies cúbicos. El Departamento informó que las existenciasde crudo crecieron 800 mil barriles, a 339,9 millones de barriles frente a laprevisión de los analistas de un aumento de 1,8 millones de barriles. En tanto,los inventarios de gasolina aumentaron 1,7 millones de barriles, a 208,6 millonesde barriles, mientras que las existencias de los destilados cayeron 2,1 millonesde barriles, a 167,8 millones de barriles. (Fuente: http://www.adnmundo.com)

Empresa Gas Natural vendió suparticipación en la colombiana EPSA

La compañía española Gas Natural SA informó que acordó vender suparticipación de 63,8% en la colombiana Empresa de Energía del PacíficoSA, o EPSA, a Colinversiones SA, también de Colombia, por US$1 100millones. Gas Natural espera que la transacción con Colinversiones seacompletada antes de fin de año. La empresa española también manifestó queutilizará el dinero recaudado con la venta de EPSA en mejorar su estructurafinanciera tras su reciente compra de la energética española Unión Fenosa SA.La venta de la participación en EPSA es parte del plan de Gas Natural devender activos por el valor de US$3 mil millones, dijo la empresa. (Fuente:http://online.wsj.com)

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Rusia proveerá másde 70 mil millones

de metros cúbicos alaño al mercado chino

Según OLADE más de US$ 15 000

millones se invertiráen hidroeléctricas en

América Latina

Proyecto requiereuna inversión de

US$ 4 000 millones

TEMA DE INTERÉS

Nuevas Centrales de GeneraciónEléctrica en América Latina

En el boletín informativo de OLADE se publicó recientemente un informesobre el ingreso de nuevas centrales hidroeléctricas en América Latina. Dichainformación sólo considera a los principales proyectos. En esta ediciónInfOsinergmin presenta los aspectos más resaltantes de dicho informe, ademásconsidera el programa de obras para la última regulación de Precios en Barra.

Nuevas centrales hidroeléctricas en América LatinaDurante los próximos 3 años se prevé el ingreso de nuevas centraleshidroeléctricas a los sistemas eléctricos de países miembros de OLADE queproporcionarán mayor seguridad en el suministro, confiabilidad y una adecuadaexplotación de los recursos renovables. El sistema eléctrico de la regiónincrementará una potencia instalada de 8 555 MW lo que viene representandouna inversión del orden de 15 510 millones de dólares.La incursión de algunos países en la construcción de centrales hidroeléctricaspara aumentar su potencial energético contribuye a la diversificación de lamatriz energética de América Latina, disminuyendo la dependencia de loscombustibles no renovables, como también a la utilización de los recursospropios con los que cuenta la región, incentivando el desarrollo local e

Rusia y China firman convenio sobre el suministro de gas ruso

Rusia y la República Popular China, RPCh, suscribieron un convenio marcosobre las condiciones básicas del suministro de gas natural ruso a la RPCh, dehasta 70 mil millones de m3 al año, informó RIA Novosti. El documento fuefirmado entre el holding ruso Gazprom y la Corporación Petrolera Nacionalde China, CNPC, en presencia de los primeros ministros de Rusia y China y alcierre de las negociaciones bilaterales. El jefe de Gazprom manifestó que elconvenio estipula las variantes occidental y oriental de suministros desde Rusia.La primera supone utilizar recursos de Siberia Occidental, y la segunda, deSiberia Oriental, el Lejano Oriente y la plataforma continental de la isla deSajalín. Por la ruta occidental podrían suministrarse 30 mil millones de m3, ypor la oriental, 38 mil millones de m3, explicó. (Fuente: http://sp.rian.ru)

Turquía firma conveniopara explotar gas iraní

Turquía e Irán firmaron un convenio de explotación conjunta del mayoryacimiento de gas iraní, el South Pars, por lo que la parte turca podrá disponercomo quiera de casi de la mitad del gas iraní. Es decir que 35 mil millones dem3 estarán a disposición de Turquía para ser exportados a Europa. El proyectose valora en 4 mil millones de dólares. Las obras conjuntas comenzarán ennoviembre. Las negociaciones sobre la firma del convenio se sostuvieron desdejulio de 2007, cuando Ankara y Teherán suscribieron la respectiva carta deintenciones. (Fuente: http://www.adnmundo.com)

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Proyectos peruanosestán consignados enel programa de obrasde última regulación

de Tarifas en Barra

Proyecto Iñambariaportará al sistema

eléctrico regional unapotencia de 2 000 MW

En el caso peruanoOLADE solo hacebreve mención al

proyecto Iñambari

implementando acciones de respeto al medio ambiente y cuidado de lascomunidades.El mapa siguiente muestra los proyectos hidroeléctricos más importantes dela región:

Además de los proyectos que se citan en el mapa anterior, existen otrospotenciales proyectos como: Cachuela Esperanza de 800 MW en Bolivia; LaParota de 900 MW en México y el proyecto Iñambari de 2 000 MW en Perú.Estos proyectos permitirán incrementar el aprovechamiento del potencialhidroeléctrico que tiene la región, ya que actualmente solo se aprovecha el22%. Nuevas Centrales en el PerúEn el Perú existen otros proyectos sobre generación hidroeléctrica, los mismosque fueron presentados por las empresas integrantes del COES y empresastitulares de concesiones y autorizaciones, y que forman parte del programa deobras que OSINERGMIN tomó en cuenta para la fijación de los Precios enBarra (Absolución de Observaciones del OSINERGMIN al Estudio TécnicoEconómico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barraspara la fijación tarifaria realizada en el mes de mayo del presente año). Ingreso a partir de enero de 2009 de la C.T. Oquendo (50 MW) y a partir de

febrero de 2009, de la C.H. Santa Cruz G1 (3MW). Ingreso a partir de marzo de 2009 de la C.H. La Joya (9,6 MW) y a partir de

mayo del presente año, de la C.H. Poechos II (10 MW). El traslado de las TG de la C.T. Mollendo (73 MW), y de la C.T. Calana (23

MW) a partir del mes de junio del presente año. Ingreso a partir del mes de julio de 2009 de la unidad G2 de la C.H. Santa

Cruz (3 MW), y la unidad TG2 de la C.T. Kallpa (192,4 MW). Ingreso a partir de octubre de 2009 de la unidad TG3 de la C.T. Chilca I

(193 MW), y la ampliación de la Presa Huangush Bajo (3,8 MMC) a partirde noviembre de 2009.

Ingreso a partir de noviembre de 2009 de la C.H. Platanal (220 MW), y apartir de enero de 2010 de la unidad TG8 de la Central Santa Rosa II(188,6 MW).

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Programa de obrastambién comprende

ampliación del ductode Camisea y nuevaslíneas de transmisión

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaAv. Canadá 1460, San Borja, Lima 41 PerúTel. (511) 224 0487, Fax (511) 224 0491

Web site: http://www2.osinerg.gob.pe

InfOsinergmin es una publicación mensual de

Para cualquier comentario, sugerencia o contribución no dude en comunicarse [email protected]

También estánincluidos proyectos de

líneas de transmisiónlicitados porProinversión

Ingreso a partir de julio de 2010 de la unidad TG3 de la C.T. Kallpa (192,4MW), y a partir de marzo de 2010 de la C.T. Las Flores (192,5 MW).

En el programa de obras también se incluyó el proyecto de ampliación delgasoducto de Camisea. Instalación de compresoras (ampliación a 380 MMPCD) a partir de agosto

de 2009, e instalación de Loop de la Red Principal (ampliación a 450MMPCD) a partir de octubre de 2009.

Incremento de la capacidad de producción en boca de pozo (ampliación a1 000 MMPCD) a partir de julio de 2011.

Además se incluyó el programa de obras de transmisión, la misma que sedetalla a continuación: Ingreso a partir de febrero de 2009 de la L.T. San Gabán – Masuko – Puerto

Maldonado (138 kV y 66 kV), y la ampliación de Transformación deMarcona, Ica y Juliaca a partir de febrero de 2009,

Ingreso a partir de marzo de 2009 de la L.T. Carhuaquero – Jaen (138 kV)y la L.T. Tocache – Bellavista (138 kV),

Ingreso a partir de junio de 2009 del Transformador Los Industriales (220/60 kV)

Finalmente, se incluyó la lista de proyectos licitados por Proinversión y sonlos siguientes: Ingreso a partir de marzo de 2010 de la L.T. Chilca – La Planicie – Zapallal

220 kV, Ingreso a partir de octubre de 2010 de las L.T. Carhuaquero - Corona 220

kV; L.T. Cajamarca – Huallanca 220 kV; L.T. Huallanca – Conococha220 kV; L.T. Conococha – Paragsha 220 kV; y la L.T. Paragsha –Carhuamayo 220 kV,

Ingreso a partir de marzo de 2011 de las L.T. Machupicchu – Cotaruse220 kV; L.T. Mantaro – Caraveli – Montalvo 500 kV; y la L.T. Chilca –Zapallal 500 kV,

Ingreso a partir de octubre de 2010 del Enlace Huallanca existente –Huallanca Nueva 138 kV, y el enlace 138 kV entre Carhuamayo 138 kV –Carhuamayo 220 kV.

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