¿Estamos produciendo energía eléctrica al menor costo?

8/9/2019 Estamos produciendo energa elctrica al menor costo?

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65Economa y Sociedad 69, CIES, noviembre 2008

La existencia de un parque generador ptimo se tra-duce en una reduccin de la tarifa elctrica para losusuarios nales y garantiza el suministro de energaa largo plazo.

La experiencia internacional ensea que la compo-sicin del parque generador es una combinacin detecnologas existentes, cuya estructura nal tiene unaimportante incidencia en el precio de la energa.

Por ello, de vericarse que el parque generador delSistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN) notiende al ptimo, las polticas de fomento para lainversin en generacin elctrica mediante el reco-nocimiento de costos, tal como se viene realizandoactualmente, deben complementarse con medidasque incentiven la instalacin de centrales de meno-res costos.

Evolucin de la composicin del parque

generador (1994-2006)Evolucin de la composicin del parquegenerador del SEIN

La inversin acumulada en la actividad de generacinentre 1994 y 2005 ascendi a US$ 2.396 millones. Deesa cifra, US$ 1.439 millones corresponden a inver-siones del sector privado, lo que representa el 60%del total. Asociado a este incremento de la inversinen capacidad de generacin, se encuentra el aumento

acumulado de la potencia efectiva del SEIN en ms de1.867 MW para el mismo perodo. En otros trminos,

la potencia efectiva del SEIN creci a una tasa prome-dio anual de 4,8%, mientras que la mxima demandalo hizo en 3,7%. Si se analiza los ltimos cinco aos,

se observar que la potencia creci solo 1%, mientrasque la mxima demanda lo hizo en 5,1%.

En general, despus del proceso de privatizacin, elingreso del gas y del carbn gener una reduccinde la participacin de las centrales de derivados delpetrleo de 26% en 1994, a 15% en 2006. Por otrolado, la mayor reduccin se aprecia en la participa-cin de la capacidad hidrulica: de 74% en 1994, a59% en 2006.

Segn los datos disponibles, la composicin del par-

que generador presenta tres etapas diferenciadas:

Riesgo hidrolgico (1980-1992): para el perodoanterior a una de las ms importantes sequas regis-tradas en 1992, la participacin de las centralesque usan derivados del petrleo en la oferta totaluctuaba alrededor de 24%. El resto de la ofertaera exclusivamente potencia hidrulica.

Preparativos y ajustes despus del proceso de privatizacin (1993-1996): la participacin de

las centrales que usan derivados del petrleo seincrement ligeramente en 26%, mientras que elresto era cubierto tambin exclusivamente con

Ricardo de la Cruz y Anthony Mori - Macroconsult

Estamos produciendo energa elctrica al menor costo?La composicin del parque generador es importante

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CIES

La experiencia internacional ensea que la composicin del parquegenerador es una combinacin de tecnologas existentes.

La inversin acumulada enla actividad de generacinentre 1994 y 2005 ascendia US$ 2.396 millones. Deesa cifra, US$ 1.439 millones

corresponden a inversiones delsector privado, lo que representael 60% del total


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La ejecucin de los compromisos de inversin derivados del procesode privatizacin es uno de los principales factores que inciden en lacomposicin del parque generador.

centrales hidrulicas. Este cambio en la composi-cin se debi, en cierta medida, a bsqueda de la

reduccin del riesgo hidrulico que se evidencicon la sequa de 1992.

Ejecucin de los compromisos de inversin y denuevas centrales (1997-2006): durante este perodose aprecia los mayores cambios de la composicindel parque generador.

Compromisos de inversin asumidoscomo parte del proceso de privatizacin

y de proyectos de corto plazo

La ejecucin de los compromisos de inversin deriva-dos del proceso de privatizacin es uno de los prin-cipales factores que inciden en la composicin delparque generador. No obstante, es importante sealarque la eleccin de la tecnologa y del tipo de com-bustible asociada a esta inversin fue estrictamente

una decisin privada, derivada de las evaluacionesde rentabilidad. Tambin se aprecia, aunque enmenor medida, inversiones realizadas por iniciativaprivada.

Sostenibilidad econmica del sector

Adicionalmente, dentro de los lmites del marco regu-latorio del sector elctrico, las autoridades corres-pondientes han diseado e implementado procedi-mientos, as como redenido y modicado ciertosparmetros que inciden en el ingreso esperado delos generadores.

Adems, el grado de incidencia en los ingresos esdiferenciado por tipo de tecnologa (hidrulica, gasnatural, derivados del petrleo y otros), lo que, a su

vez, establece un esquema de incentivos que afectanla composicin del parque generador.

Potencia rme remunerable

La potencia rme, tal como la Ley de ConcesionesElctricas (LCE) y su reglamento lo establecen, es soloun parmetro para distribuir la remuneracin de lapotencia entre generadores. El Comit de OperacinEconmica del Sistema (COES) es el encargado dedeterminar su valor, en el marco de los procedimien-

tos aprobados por el Ministerio de Energa y Minas.As, la potencia rmede cada central, y por tanto supotencia rme remunerable, son la base sobre la quese remunera la potencia. Y, por consiguiente, los cam-bios en el procedimiento establecido para su clculoafectan los ingresos de las generadoras.

Con la promulgacin de la LCE en 1993, el proce-dimiento para la determinacin de la potencia rmeremunerable, de manera resumida, fue el siguiente.La potencia rme remunerable de las centrales tr-

micas era una proporcin de su potencia efectiva,mientras que la potencia rme remunerable de lascentrales hidrulicas resultaba de distribuir el residuo(diferencia entre la mxima demanda del sistema y lasuma de las potencia de las centrales trmicas), entretodas las centrales hidrulicas en funcin de ciertosparmetros de disponibilidad de agua.

En conclusin, se reconoca la totalidad de la poten-cia de todas las centrales trmicas del sistema y soloparte de la potencia de las centrales hidrulicas, loque generaba un incentivo para instalar y conec-

tar a las centrales trmicas al SEIN, ya que bastabaesta condicin para recibir la remuneracin de lapotencia.

En general, despus delproceso de privatizacin, elingreso del gas y del carbn

gener una reduccin de laparticipacin de las centrales de

derivados del petrleo de 26%en 1994 a 15% en 2006. Porotro lado, la mayor reduccin seaprecia en la participacin de lacapacidad hidrulica: de 74%en 1994 a 59% en 2006


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Un anlisis complementario a la evolucin de la composicin de la oferta degeneracin es la evaluacin del grado de discontinuidades tecnolgicas.

Posteriormente, en marzo de 1999, se modic el pro-cedimiento para calcular la potencia rme remune-rable. Este nuevo procedimiento reconoce solo partede las centrales para la remuneracin de la potenciay no a todas, como se vena haciendo anteriormente.Adems, las que se reconocen son las que resultandel despacho econmico, es decir, las que presen-

tan los menores costos variables. As, el esquema deincentivos est orientado a privilegiar la eciencia sindiscriminar por tipo de tecnologa.

No obstante, aunque el procedimiento reconoce laeciencia, el sesgo administrativo del marco regula-torio exige an la intervencin de las autoridades enla determinacin de ciertos parmetros importantespara el clculo de la potencia rme. Entre estos par-metros se encuentran las horas de regulacin de lascentrales hidrulicas, la probabilidad de excedencia

de las centrales hidrulicas y el margen de reserva. Enconcreto, un mayor nmero de horas de regulacin yuna mayor probabilidad de excedencia disminuyenla potencia rme de las centrales hidrulicas y, deesta manera, su potencia rme remunerable. Por suparte, con un mayor margen de reserva aumenta elnmero de centrales que participa en la remuneracinde potencia y, de esta manera, diminuye el ingresoindividual para cada generadora.

En julio de 1999, el Ministerio de Energa y Minas (MEM)estableci para el SEIN ocho horas de regulacin y un

98% de probabilidad de excedencia. Asimismo, unmargen de reserva de 45% para el SEIN. Posteriormente,en junio de 2001, el MEM estableci en siete las horasde regulacin y en 95% la probabilidad de excedencia.

Por su parte, en febrero de 2003, el MEM public unmargen de reserva de 44% a aplicarse entre mayode 2003 y abril de 2004. Luego, en abril de 2004, sepublicaron los mrgenes de reserva para el perodo2004-2008, que presenta una tendencia decrecienteque llega a 32% al nal de dicho perodo.

A pesar de esta tendencia decreciente en el margende reserva, sus valores todava estn por encima delMargen de Reserva Firme Objetivo (19,4%), utilizadopara calcular el precio de potencia (este se utiliza paravalorizar la demanda por potencia: a mayor precio depotencia, mayor monto de remuneracin por potenciaa distribuirse y, por lo tanto, mayores ingresos indivi-duales de los generadores).

Tarifa de energa en barra

Los generadores afectados con la menor remu-neracin de la potencia tendrn incentivos para

instalar (o mantener) centrales de mayores costospara incrementar la tarifa de energa y, de estamanera, compensar la prdida de la remuneracinde su potencia. As, la composicin del parquegenerador estar distorsionada.

Adems de todas las discrepancias en torno a lajacin de la tarifa en barra, un cambio importanteen este tema fue la reduccin del horizonte deproyeccin a 24 meses (antes eran 48) y la con-sideracin de la informacin histrica del ltimoao. Adems, tambin se disminuy la frecuencia

de jacin de tarifas: de dos veces al ao a unasola vez, cada mayo.

Estructura del parque generador y crecimiento de lademanda

Un anlisis complementario a la evolucin de la com-posicin de la oferta de generacin es la evaluacindel grado de discontinuidades tecnolgicas existen-tes en el tramo que ucta la demanda. Y, adems,

cmo ha venido variando esta convexidad con el cre-

cimiento de la demanda y de la oferta de energa.

A manera de ejemplo, en bases a datos del COESpertenecientes a la sexta semana del ao 2007, sepuede apreciar que la demanda ucta en el tramo dela oferta que presenta importantes discontinuidadestecnolgicas. Por ello, los incrementos signicativosde la demanda o de la indisponibilidad de centra-les de menores costos (o menores caudales de agua)se traducen en incrementos signicativos del preciospot. Hasta los 2.200 MW, la oferta tiene un precio

cercano a cero. Esto proviene de los costos variablesde las centrales hidrulicas. Entre 2.200 y 3.450 MW,el precio est asociado principalmente a los costos


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La evaluacindel grado dediscontinuidadtecnolgica en eltramo en que uctala demanda parte

por analizar tresfactores.

variables de las centrales de gas natural y de car-bn. Posteriormente se presenta un incremento enlos costos variables debido al cambio de tecnologa(utilizacin de residuales) y a partir de los 3.800 MWse presenta el tercer cambio de convexidad debido ala entrada de la tecnologa Diesel.

Actualmente, la mxima demanda se encuentra porencima de los 3.500 MW, lo que solo sera 300 MWpor debajo del ltimo tramo tecnolgico. Esta situa-cin hace posible que, ante una menor disponibilidadde agua, salidas por temas de mantenimiento o dis-ponibilidad de gas natural en las centrales trmicas,el costo marginal se dispare fcilmente hasta los 200US$/MWh. Asimismo, se debe tener en cuenta que enlos ltimos cinco aos la demanda elctrica mostrun crecimiento anual de 200 MW.

As, la evaluacin del grado de discontinuidad tecno-

lgica en el tramo en que ucta la demanda partepor analizar tres factores: a) el grado de dispersinde la demanda, b) la distribucin de la demanda alinterior de la curva de oferta y c) la evolucin de laeciencia de las centrales trmicas.

En cuanto a la distribucin de la demanda por tramotecnolgico, el grco 1 pretende mostrar el porcen-taje de horas que margina1 cada tipo de tecnologaentre 2001 y 2006. Se aprecia que, entre 2001 y 2004,las centrales a derivados de petrleo han venido incre-

1/ Es decir, las horas en que el costo variable de determinada tec-

nologa es el precio spot, ya que es la ltima central que entra a

despachar para cubrir la demanda.

Con la entrada del gas naturalde Camisea en 2004, se iniciaun incremento signicativo en el

porcentaje de horas que margina

las centrales que utilizan gas,pasando de 21% en 2004 a38% en 2006

Grfico 1

48%

27% 21%

9% 7%14%

7%21%

21%

24%

32%

25%

14%

14%

17%

5%

16%

13%

8%

7%

7%

22% 25%

41%

61%52%

40%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2001 2002 2003 2004 2005 2006

Participacinenlashor

asdemarginacin

Agua Camisea Gas No Camisea Carbn Derivados

mentando el nmero de horas que marginan, pasando

de 22% en 2001 a 61% en 2004.

Con la entrada del gas natural de Camisea en 2004,se inicia un incremento signicativo en el porcentajede horas que margina las centrales que utilizan gas,pasando de 21% en 2004 a 38% en 2006.

Finalmente, otro indicador de los cambios ocurridosen el parque generador sera la eciencia de los equi-pos generadores. As, la evolucin de la ecienciapor tipo de tecnologa da indicios de la salida o dela entrada de centrales al parque generador. En losltimos 10 aos, la eciencia promedio por tipo detecnologa ha mejorado en el SEIN. Bsicamente, laeciencia de todas las tecnologas mejor, a excep-cin de las centrales que utilizan como combustibleel petrleo residual 6.

Modelo de optimizacin y seleccinde la combinacin ptima detecnologas

Revisin de la literatura

La revisin de la literatura permite identicar los prin-cipales determinantes de la composicin ptima de


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En un escenario de combinacin ptima de tecnologas, la generacin deenerga de las centrales es determinada por los costos de operacin.

la oferta de energa elctrica. As, en el marco delPeak Load Pricing, Turvey (1968) determin que enun contexto de incertidumbre la combinacin ptimaviene dada por la comparacin de los costos varia-bles de las tecnologas contiguas con sus respectivoscostos de inversin

Hung-po Chao (1983) introduce la incertidumbre enla demanda y la oferta en el modelo de Peak LoadPricing, con lo que obtiene que la combinacin detecnologa debe considerar, adems de los costosvariables y de la inversin, la correccin de las capa-cidades de la tecnologa por la falta de disponibilidadde las centrales, ya sea por riesgo hidrulico o porfalla mecnica.

Por su parte, Nuyen (1976) considera el efecto delos embalses (energa almacenada) sobre la elec-

cin de la composicin de la oferta. Noonan y Giglio(1977)2 desarrollan y aplican un modelo de optimi-zacin que determina para cada ao del horizontede planeamiento el tipo y el tamao de las plantasgeneradoras que se deben construir, teniendo comoobjetivo la minimizacin del costo total descontadode las inversiones y operacin.

En la misma lnea, John Rowse (1978)3 planteapara una empresa privada de generacin elctrica(Saskatchewan Power Corporation) un modelo de

optimizacin matemtica que da como resultado loscostos de generacin, la produccin y el costo delimpacto ambiental de excluir o de incluir algunasinversiones en particular.

Posteriormente, Crew y Kleindorfer (1979)4 conclu-yen que, en un escenario de ms de un perodo, lastecnologas que deben participar en la oferta sonlas no dominadas. Se les llama tecnologas nodominadas a aquellas que tienen el menor costovariable y el mayor costo de inversin respecto aotra tecnologa.

Adems, estos autores concluyen que, en un escena-rio de combinacin ptima de tecnologas, la gene-racin de energa de las centrales es determinada porlos costos de operacin. As, ingresan a despacharprimero las centrales de menor costos (hidrulicas),luego el gas natural y as sucesivamente, en ordencreciente en costos.

Por su parte, Tanabe, Yasuda y Yokohama (1993)5plantean un problema de optimizacin multi-obje-

tivo, resolvindolo con una tcnica de programacindinmica en donde la tecnologa y la capacidad decada planta son elegidas para cada escenario.

Gorenstin, Campodnico, Costa y Pereira (1993)6plantean un modelo de programacin estocstica

que minimiza el valor esperado de los costos deinversin y de operacin del sistema, o minimizarel mximo arrepentimiento (criterio de Savage). Lasvariables principales utilizadas fueron la tasa de cre-cimiento de la demanda de energa y de la economa,la disponibilidad del recurso hdrico, los costos delos combustibles, el perodo de construccin de lascentrales, los costos de inversin y de la operacinde las centrales, las tasas de inters y las restriccionesnancieras.

La literatura especializada7

identica algunos mode-

los en el tema de expansin del parque generador.Estos modelos, en general, buscan respuestas entorno a tres decisiones: a) escoger el tipo de tec-nologa de la planta generadora, la que podra ser

2/ Noonan, F. y R.J. Giglio. Toward Optimal Capacity Expansion

for an Electric Utility: The Case of Sakatchewan Power. En: Ma-

nagement Science, Vol.23, No.9 (mayo, 1977), 946-956.3/ Rowse, John, Toward Optimal Capacity Expansion for an Electric

Utility: The Case of Sakatchewan Power. En: The Canadian Jour-

nal of Economics, Vol. 11, No.3, agosto,1978, pp. 447-469.

4/ Crew y Kleindorfer (1971) sealan que, en un escenario de dife-

rentes tecnologas y en un solo perodo, las decisiones de capaci-

dad para abastecer la demanda en horas punta deben considerar

la tecnologa que presente los menores costos de inversin.

5/ Tanabe, R., K. Yasuda y R. Yokohama. Flexible Generation Mix

Under Multi Objectives and Uncertainties. En: IEEE Transactions

on Power Systems, Vol.8, N2, mayo 1993.6/ Gorenstin, B.G., N.M. Campodnico, J.P. Costa y M.V.F. Pereira.

Power System Expansion Planning Under Uncertainty. En: IEEE

Transactions on Power Systems, Vol. 8, No. 1, febrero 1993.

7/ La mayora de modelos de expansin son determinsticos y em-

plean una serie de modelos matemticos de programacin para

formular y resolver el problema. En esta lnea se encuentra el

trabajo de Anderson (1972), donde se hace una revisin de losmodelos (programacin dinmica y programacin lineal) utiliza-

dos para determinar las inversiones que satisfagan la demanda al

menor costo


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hidrulica o trmica (dentro de las trmicas esta-ran las que utilizan gas natural, carbn o derivadosdel petrleo), b) escoger la potencia que va tener laplanta (medida en MW) y c) la fecha en que se va ainstalar la planta para satisfacer de modo ecienteuna demanda creciente.

Breve descripcin del modelo

El modelo a utilizar es uno de dos etapas que consideratanto la incertidumbre de las indisponibilidades de cen-trales, como la aleatoriedad hidrolgicas como criterios

nancieros en la decisin de inversin. Sin embargo,tiene como simplicacin que es un modelo uninodal(barra Santa Rosa) y uniembalse (el lago Junn). Es decir,asume que no existen restricciones en la capacidad detransmisin, concentrando toda la demanda y la ofertade energa y potencia en una barra, y asume que ni-camente las centrales de la cuenca del Mantaro tienencapacidad de regulacin.

En la primera etapa, se obtiene con carcter referen-cial la composicin de la oferta esperada en el largoplazo. En la segunda etapa, a partir de los resultados

del modelo de la primera etapa, se identica concarcter denitivo la composicin ptima de la oferta,considerando criterios de despacho econmico y cri-terios nancieros de inversin.

Anlisis de los resultados

Las tendencias de largo plazo, obtenidas a travs delmodelo de la primera etapa, muestran lo siguiente:

La incertidumbre hidrolgica, al reducir la poten-

cia instalada de las centrales, incrementa el nivelde la oferta ptima requerida para abastecer lademanda de energa en el Per. El modelo de la

primera etapa seala que, en ambos perodos, laoferta de energa debe superar la demanda en 8%,aproximadamente.

Es importante sealar que, en base a los supuestosdel modelo, este margen de reserva debe enten-derse como el efecto de la incertidumbre hidrol-

gica en la composicin del parque, pero no debeinterpretarse como que debe ser el valor del mar-gen de reserva que debe tener el parque generadoren el Per.

La participacin de las centrales hidrulicas en lacomposicin del parque generador es importante.En ambos perodos bajo anlisis, el modelo indicaque la composicin del parque generador que mini-miza los costos de inversin y operacin es aquelen donde la participacin de la potencia instalada

de centrales hidrulica est alrededor de 70%.

En el caso de las centrales trmicas, la disponibili-dad de tecnologas y recursos condicionan la com-posicin ptima de la oferta de energa. As, parael primer perodo (1996-2004), se obtiene que lacomposicin ptima est conformada por centralesa gas natural, as como las que usan derivados depetrleo, mientras que para el segundo perodo(2004-2010) la oferta trmica debera concentrarseprincipalmente en centrales a gas natural de ciclosimple y de ciclo combinando.

En otros trminos, el modelo indica que duranteel primer perodo de anlisis la oferta trmica adi-cional entre 1996 y 2004 debera concentrarseprincipalmente en centrales a gas natural y dederivados de petrleo, sin ingresar ninguna cen-tral adicional a carbn. Por su parte, en el segundo

La incertidumbre hidrolgica,al reducir la potencia instaladade las centrales, incrementael nivel de la oferta ptimarequerida para abastecer la

demanda de energa en el Per.El modelo de la primera etapaseala que, en ambos perodos,la oferta de energa debesuperar la demanda en 8%,aproximadamente

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En el caso de lascentrales trmicas,la disponibilidad detecnologas y recursoscondicionan lacomposicin ptima dela oferta de energa.


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La disponibilidad del gas de Camisea para la produccin de energaelctrica genera condiciones que afectan las decisiones de inversin delos privados.

perodo (2004-2010), el modelo indica que noingresa oferta trmica adicional en base a carbny a derivados de petrleo.

En el marco de las tendencias a largo plazo, el modelode la segunda etapa concluye lo siguiente:

El modelo en la primera etapa (1994-2004), mues-tra una participacin hidrulica del 71%.

Hasta antes de la disponibilidad del gas de Cami-sea para la generacin de energa elctrica, lacomposicin del parque generador no convergaen una la composicin ptima.

La disponibilidad del gas de Camisea para la pro-duccin de energa elctrica genera condiciones(oportunidades de inversin e incentivos asociadosa la ventaja de mover primero) que afectan lasdecisiones de inversin de los privados y, a su vez,

la composicin del parque generador. En efecto,entre 2004 y 2006 la dinmica del parque genera-dor, gracias al ingreso del gas natural de Camisea,dio lugar a una serie de conversiones8 de Diesela gas natural. Asimismo, la entrada de una nuevacentral a gas natural de propiedad de Enersur.

El modelo de la segunda etapa sustenta incremen-tos (2004-2012) de oferta de centrales hidrulicas ya gas natural, lo que es consistente con el modelode la primera etapa.

El modelo de la segunda etapa concluye que laoferta trmica evolucionar principalmente haciacentrales a gas natural (29%) y con mayor partici-pacin de las centrales a ciclo. Las centrales queutilizan gas natural en ciclo simple se espera que seincrementen de 14% en 2006 a 21 % en 2012.

Conclusiones y recomendaciones depoltica

Entre 1994 y 2005, la potencia efectiva del SEINcreci a una tasa promedio anual de 4,8%, mien-tras que la mxima demanda lo haca en 3,7%.

Paralelamente, la composicin del parque genera-

dor muestra una importante reduccin en la par-ticipacin de las centrales hidrulicas. En efecto,pas de 74% en 1994 a 59% en 2006.

Este cambi en la composicin de la oferta obede-ci a mltiples factores (no fue objeto de este estu-dio analizar la incidencia individual ni colectiva):

Con la evidencia del riesgo hidrolgico (sequade 1992) se promocion la entrada de centrales

trmicas. Ejecucin de los compromisos de inversin

cuya decisin sobre la tecnologa y sobre eltipo de combustible asociada a esta inversinfue estrictamente una decisin privada, deri-vada de las evaluaciones de rentabilidad.

Tambin se aprecia, principalmente entre 1997y 2006, una inversin en nuevas centrales rea-lizadas al margen de compromisos vinculadosa los procesos de privatizacin.

El diseo e implementacin, dentro de los lmitesdel marco regulatorio del sector elctrico de proce

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dimientos (potencia rme remunerable, remunera-cin de la potencia) inciden en el ingreso esperadopor tipo de tecnologa, lo que afecta el esquema deincentivos que afecta la composicin del parquegenerador.

Paralelamente, la composicindel parque generador muestrauna importante reduccin enla participacin de las centraleshidrulicas. En efecto, pas de

74% en 1994, a 59% en 2006

8/ Conversin de la central Santa Rosa WT (123MW) de Diesel a

gas natural en 2005, de las unidades UTI 5 y 6 (105 MW) de la

central termoelctrica de Santa Rosa de Diesel a gas natural en2006. Inicio de la operacin comercial de la central de Chilca,

que posee una turbina a gas natural con una potencia instalada

de 180 MW y funciona en ciclo abierto.


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Las polticasno debieranaumentarlas barreras

para la ins-talacin decentrales a

gas natural.

El mismo efecto result en la redenicin y modi-cacin de ciertos parmetros como las horas deregulacin de las centrales hidrulicas, la proba-bilidad de excedencia de las centrales hidrulicas,el margen de reserva y el margen de reserva rmeobjetivo.

En este contexto, la composicin del parque gene-rador ha derivado hacia una oferta que presenta

importantes discontinuidades tecnolgicas en eltramo en donde ucta la demanda. Por ello,incrementos signicativos de la demanda o laindisponibilidad de centrales de menores costos(o menores caudales de agua) se traducen en incre-mentos signicativos del precio spot.

La pregunta a responder es si esta composicincorresponde a la oferta ptima. Los modelos plan-teados sugieren que hasta antes del ingreso delgas de Camisea, el parque generador no convergaen su estructura ptima. Ms bien, se apreciabaun privilegio de las centrales trmicas a Diesel yresidual, que llegaban a un 31% de participacin

del total de potencia efectiva.

La disponibilidad del gas de Camisea genera con-diciones (oportunidades de inversin e incentivosasociados a la ventaja de mover primero) queafectan las decisiones de inversin de los privadosy, a su vez, la composicin del parque generador.

Estas condiciones estn permitiendo que la compo-sicin del parque generador actual (2006) se ase-meje al esperado en el largo plazo. Efectivamente,la oferta hidrulica viene creciendo y ubicndose

en un 59% y las centrales a gas natural concentranel 23%. Esto comparado con el modelo nos diceque vamos en la direccin correcta ya que esteseala una participacin que est alrededor del21% en las centrales a gas natural.

En concordancia con estos resultados, las polticasno debieran aumentar las barreras para la insta-lacin de centrales a gas natural9 ni de centraleshidrulicas. El fomento de un tipo de combustiblestambin tendra este efecto, por lo que la compe-

tencia entre las diferentes tecnologas deben pro-

venir de su eciencia y de menores costos.

Las centrales hidrulicas tienen una participacinimportante en la composicin del parque ptimo,por lo que reglas claras para la determinacin delos ingresos esperados (por potencia y energa) enel mediano plazo se hace necesario.

La discrecionalidad regulatoria asociada a ladeterminacin de procedimientos y redenicinde parmetros vinculados a los ingresos esperados

por tipo de tecnologa debe acotarse.9/ Un tema crucial en las centrales a gas natural es la disponibilidad

del insumo (gas natural) para la generacin de energa elctrica.

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