Determinantes de la Inversin en el Sector Elctrico Peruano
Documento de Trabajo No 3
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Junio del 2005
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG OSINERG Diagnstico de la Problemtica de la Inversin en el Sector Elctrico Peruano. Documento de Trabajo No 3, preparado por la Oficina de Estudios Econmicos. Est permitida la reproduccin total o parcial de este documento por cualquier medio, siempre y cuando se cite la fuente. Elaborado por Jos Gallardo, Ral Garca y Ral Prez-Reyes Para comentarios o sugerencias dirigirse a: OSINERG Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima, Per Tel. (511) 219-3400, anexo 1057 Fax (511) 219-3413 http://www.osinerg.gob.pe/investigacion Correo electrnico: [email protected], [email protected], [email protected]
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Organismo Supervisor de la Inversin en Energa Oficina de Estudios Econmicos Documento de Trabajo No 3
Determinantes de la Inversin en el Sector Elctrico Peruano1
Resumen
El objetivo de este documento es realizar una primera evaluacin de la problemtica de la inversin en el sector elctrico peruano con nfasis en la actividad de generacin. A partir de desarrollos recientes en la literatura econmica en el documento se plantean las dificultades para explicar y predecir las decisiones de inversin de los agentes en un contexto donde existe incertidumbre, costos hundidos y decisiones irreversibles, como la inversin en el sector elctrico peruano. Estas incertidumbres se muestran a travs de un anlisis del comportamiento de la inversin en generacin y de la incertidumbre existente sobre la reconfiguracin del parque generador con la entrada del gas natural a nivel masivo gracias al proyecto de Camisea. En este contexto, se argumenta que las seales de precios de energa y potencia del esquema marginalista pueden ser insuficientes como seales para asegurar niveles adecuados de inversin que mantengan la confiabilidad del suministro y que progresivamente puede surgir una brecha entre la inversin eficiente requerida y esperada de acuerdo al esquema de regulacin, y la inversin efectivamente realizada. Esta diferencia puede llevar a una creciente necesidad de innovaciones en el marco regulatorio, a la utilizacin de mecanismos especficos de atraccin de inversiones o a un mayor grado de participacin del Estado en la actividad de generacin (solucin por default al problema de credibilidad).
1. Documento elaborado por Jos Gallardo, Ral Garca y Ral Prez Reyes. Los autores agradecen los valiosos comentarios a una versin inicial del documento de Guillermo Shinno, Jaime Mendoza, Jos Koc, David Orozco, Lennin Quiso y Arturo Vsquez. Los errores y omisiones son de responsabilidad de los autores. Remitir comentarios o sugerencias a [email protected], [email protected] o [email protected].
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG En el documento tambin se analiza brevemente la problemtica de la actividad de transmisin y los diferentes mecanismos que se plantean a nivel internacional para fomentar inversiones en esta actividad.
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TABLA DE CONTENIDO
I. Marco Conceptual.....................................................................................7 II. Inversin en el Sector Elctrico Peruano ..............................................13
II.1 Inversin en el Sector Elctrico Latinoamericano ..........................13 II.2 Breve Historia de la Formacin de Capital en el Sector Elctrico Peruano .........................................................................................................15
III.2.1 Inversin en la Dcada de los Noventa..................................18 III.2.2 Composicin de la Inversin por Tecnologa ........................23
III.3 Camisea y la Inversin en la Actividad de Generacin Elctrica ...28 III.3.1 Anlisis de Sensibilidad .........................................................37 III.3.2 Evolucin de la Demanda ......................................................42
III.4. Problemtica de la Inversin en Transmisin .................................51 III. Lecciones y Agenda Pendiente ...............................................................56 IV. Referencias bibliogrficas ......................................................................61
INDICE DE CUADROS
Cuadro N 1: Inversin en Capacidad Instalada en el SEIN por Origen ............23 Cuadro N 2: Cambios en la Potencia Efectiva en el Sistema Interconectado
Nacional (MW) .........................................................................................25 Cuadro N 3: Cambios en la Potencia Efectiva en el Sistema Interconectado
Nacional (MW) .........................................................................................26 Cuadro N 4: Potencia Efectiva por Tipo de Generacin ...................................27 Cuadro N 5: Costos Variables...........................................................................31 Cuadro N 6: Costos Fijos ..................................................................................32 Cuadro N 7: Comparacin Cualitativa de los Riesgos de Inversin por Tipo de
Tecnologa.................................................................................................37 Cuadro N 8: Ingresos marginales mnimos estndares por tipo de central........50
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INDICE DE GRAFICOS
Grfico N 1: Inversin Anual en Proyectos de Infraestructura en Latino Amrica.....................................................................................................14
Grfico No 2: Inversin Privada Anual en el Sector Elctrico en Latinoamrica15 Grfico No 3: Evolucin Potencia Elctrica Instalada Per-Cpita, Per: 1940-
2000...........................................................................................................17 Grfico No 4: Evolucin de la Potencia Instalada en el Per: 1940 -2000..........17 Grfico No 5: Evolucin de la Inversin Privada y Pblica en Generacin
Elctrica ....................................................................................................19 Grfico No 6: Evolucin de la Potencia Efectiva, Mxima Demanda y Reserva
SEIN (1980 -2003)....................................................................................20 Grfico No 7: Cambios en la Inversin Privada en Capacidad de Generacin en
el SEIN (MW) - 1995-2006 Proyectada....................................................22 Grfico No 8: Minimizacin de Costos en un Escenario sin Gas Natural...........33 Grfico No 9: Minimizacin de Costos en un Escenario con Gas Natural..........35 Grfico No 10: Sensibilidad del Parque Generador ante cambios en el Costo de
Instalacin de las Centrales Hidrulicas....................................................39 Grfico No 11: Evolucin de la Cotizacin del Precio del Crudo 1975 - 2004...40 Grfico N 12: Sensibilidad del Parque Generador ante cambios en el Precio
del Petrleo ...............................................................................................41 Grfico No 13: Incremento de la Demanda e Inversin ptima en un Esquema
Centralizado ..............................................................................................46 Grfico No 14: Evolucin de la Inversin Estatal y Privada en Transmisin
1994 - 2004 (US$ miles) ...........................................................................52
INDICE DE ANEXOS
Anexo N 1: Obtencin de q de Tobin en un modelo de Inversin con Costos de Ajuste ...................................................................................................68
Anexo N 2: Una Exposicin del Modelo de Dixit y Pyndick y un Ejercicio para la Generacin Elctrica. ....................................................................71
Anexo N 3: Inversiones Ejecutadas por las Empresas Privadas 1994 - 2004 (miles de US$) ..........................................................................................85
Anexo N 4: Inversiones Ejecutadas por las Empresas Estatales 1990 - 2004 (miles de US$) ..........................................................................................86
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Determinantes de la Inversin en el Sector Elctrico Peruano
Jos Gallardo, Ral Garca y Ral Prez-Reyes
I. Marco Conceptual
Debido a la continua dificultad de lograr un grado de prediccin satisfactorio, la
teora de la inversin ha sufrido importantes innovaciones a lo largo de las
ltimas cuatro dcadas. Entre los aportes ms importantes pueden sealarse al
enfoque neoclsico (Jorgenson; 1963), la famosa teora q de Tobin (Tobin;
1969, Summers; 1981) y, ms recientemente, teora de la inversin como una
opcin sintetizada en Dixit y Pindyck (1994).
En el enfoque neoclsico, el stock de capital ptimo se determina en la
condicin marginal de eficiencia en el mercado de capitales, mientras que la
inversin, definida como un cambio en el stock de capital, se relaciona con el
capital ptimo a travs de un mecanismo de ajuste parcial entre el stock de
capital deseado y el existente. A nivel conceptual, el enfoque ha mostrado ser
limitado por la necesidad de modelar mejor el proceso de ajuste, as como por
la indeterminacin de la solucin del problema de optimalidad en presencia de
rendimientos a escala constantes. A nivel emprico el enfoque ha sido poco
consistente con la evolucin real de la inversin.2
2. Por ejemplo, considerando la inversin de una empresa como el proceso de ajuste del stock de capital fsico y humano desde su nivel actual (Kt) a un nivel deseado (K*), Nemoto, Nakanishi y Madono (1993) y Caballero (1997), estiman que dicha discrepancia est entre el 11,8% y el 20%, para el caso de la industria elctrica en Japn entre 1981-85 y la industria manufacturera en los EEUU de Norteamrica entre 1972-89, respectivamente.
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG El aporte de Summers a la teora de la inversin de Tobin solucion en gran
medida los problemas conceptuales del enfoque de Jorgenson haciendo
supuestos claves sobre la oferta de trabajo y explicando que el proceso de ajuste
ocurra de acuerdo al arbitraje asociado a la diferencia entre el valor de una
empresa y el costo de instalarla (precisamente la q de Tobin) 3 . Ms
especficamente, la inversin variara de acuerdo al ratio de estas variables,
aumentando cuando el ratio aumentaba y viceversa. Sin embargo, a nivel
emprico, el enfoque tampoco ha sido satisfactorio no obstante los diversos
ajustes realizados para incorporar elementos tributarios (Summers; 1981).
En estos enfoques se espera que cualquier variable que reduzca el costo de
capital o incremente el nivel de produccin (demanda) resulte en un incremento
de la inversin de las empresas. Caballero (1997) indica que esta relacin es
vlida a nivel emprico pero como una relacin de largo plazo. En el corto
plazo, sin embargo, la evidencia sugiere que la inversin de las empresas no es
adecuadamente explicada por estas variables, pues sta se comporta de forma
discreta, concentrndose slo en algunos perodos de la vida de la empresa.
La teora de la inversin como una opcin real seala que una explicacin a las
limitaciones de los enfoques de Jorgenson y Tobin consiste en el uso del
criterio del valor presente neto de los proyectos de inversin (VPN) que
subyace a estos enfoques. Ms especficamente, stos asumen que una
inversin debe ser realizada si, bajo supuestos razonables, el VPN del proyecto
es positivo.4 No obstante, cuando se toma en cuenta importantes caractersticas
3. En el Anexo N 1 se presenta una derivacin de la q de Tobin en un caso estndar. 4 . La percepcin convencional sobre los determinantes de la inversin privada, a nivel de la decisin de las empresas individuales, se asocian a sta con la evolucin del costo de capital y el nivel de produccin o ventas (Chirinko; 1993). Esta percepcin se basa en los fundamentos
8
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG que la inversin comparte con productos financieros como la irreversibilidad de
la decisin de invertir (debido a la existencia de costos hundidos), la existencia
de incertidumbre (debido a las distintas posibilidades para los beneficios
futuros), y la posibilidad de diferir o ejecutar la decisin u opcin de invertir,
entonces, resulta claro que es necesario modificar la regla del VPN aadiendo
el valor que puede tener el esperar que las incertidumbres sean despejadas
parcial o totalmente (Dixit y Pindyck; 1994).
En el enfoque de la inversin como una opcin existe un trade off entre los
beneficios de empezar un negocio en el perodo corriente y los beneficios de
una mayor informacin posponiendo la decisin de inversin (Bernanke; 1983).
De acuerdo a esta teora, la inversin se produce cuando los aspectos que
generan incertidumbre se resuelven lo cual es consistente con el rasgo
discontinuo de la inversin (lumpy investment). Al introducir este elemento, la
teora ha permitido lograr mejores resultados empricos.
En el Anexo N 1 se presenta de manera ms formal la teora de la inversin
como una opcin en el esquema de Dixit y Pyndick (1994), desarrollado por
Brandao (2000), y se desarrolla un ejercicio con valores numricos para un
proyecto de inversin en generacin termoelctrica.
Adicionalmente a los aspectos vinculados con la resolucin de la incertidumbre
en industrias con inversiones irreversibles, propio de algunas industrias, un
hecho estilizado de la inversin en cualquier industria es su carcter discreto, es
financieros de la decisin de inversin, los cuales relacionan esta decisin con el valor presente neto de los flujos de fondos futuros que resultasen de la inversin en caso sta se llevase a cabo.
9
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG decir, que usualmente se concentra en algunos perodos (lumpy investment).5
En este sentido, Keynes haba sealado hace varias dcadas el carcter errtico
de la inversin. Considerando la ocurrencia de ciclos marcados de inversin;
no es sorpresa que las primeras teoras de la inversin tuvieran poco poder
explicativo. Conceptualmente, la teora de la inversin como una opcin
permite explicar a nivel terico la concentracin de inversiones en un perodo
corto de tiempo como derivada de una importante reduccin de la
incertidumbre sobre el futuro. La evidencia emprica sugiere que el enfoque de
la inversin como una opcin permite mejorar el grado de prediccin
(Caballero; 1997).
Como se ha sealado, la teora de la inversin no ha logrado explicar
completamente la evolucin observada de esta variable, no obstante sus
constantes desarrollos. Sin embargo, es posible listar un conjunto amplio de
elementos que posiblemente expliquen el comportamiento de la inversin en el
corto plazo. Entre estos elementos destacan la existencia de:
- Costos de ajuste del stock de capital que generan rigideces de corto plazo, en tanto el beneficio obtenido del incremento del stock de capital no sea
mayor que el costo marginal (con financiamiento propio y de terceros) ms
los costos de ajuste asociados.
- Problemas de irreversibilidad de la inversin, en tanto existan costos hundidos y especificidad de activos relacionados. Esto hace que la decisin
de inversin se postergue o incluso no se realice.
5. Sobre la base de los obstculos antes mencionados, Doms y Dunne (1993) han encontrado evidencia de que la inversin de las firmas se concentra en determinados periodos de tiempo. Ello le da a la inversin una naturaleza altamente discreta en el tiempo, con una tendencia a concentrarse en ciertos periodos, esencialmente al inicio de operaciones de la empresa o en desplazamientos del ciclo de vida de sus productos.
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG - Shocks externos a la empresa; las empresas pueden ajustar la vida
(depreciacin) econmica del stock de capital adquirido en el pasado,
desplazando decisiones de inversin para el futuro y utilizando mquinas
asociadas a tecnologas obsoletas pero cuyo valor econmico residual no
es cero (modelos de vintage capital), esto hace que se posterguen o revisen
inversiones corrientes.
- Aprendizaje social e inaccin asociados a la existencia de problemas de informacin asimtrica e interaccin en las decisiones de inversin. Este
enfoque percibe la decisin de inversin como un mecanismo a travs del
cual la empresa que invierte revela informacin al resto de firmas en el
mercado o a entrantes potenciales.
- Restricciones crediticias, asociadas a problemas de asimetra informativa que encarecen el costo de capital efectivo, a travs del costo promedio
ponderado del capital (WACC), y que retrasan o disuaden a las empresas
en su decisin de inversin.
- Periodos de mantenimiento de equipos, los que retrasan el ajuste hacia el nivel de capital deseado y por lo tanto retrasan la inversin.
A los obstculos antes mencionados, en industrias caracterizadas por la
existencia de externalidades de redes6 y con presencia de costos hundidos, se
deben agregar problemas referidos a la imperfecta divisibilidad de la inversin,
a una diversidad de externalidades negativas (contaminacin ambiental,
utilizacin de espacios pblicos) y a la existencia de economas de escala y de
diversificacin.
6. Tales como problemas de congestin y costo de oportunidad de no uso de los servicios de infraestructura.
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG En el caso de la inversin en el sector elctrico, y particularmente en la
actividad de generacin, existen una serie de factores que pueden explicar el
comportamiento esperado de la inversin. Tal como mencionan Gallardo,
Garca y Tvara (2005) estos factores se pueden dividir en dos grandes rubros:
(i) los factores asociados a los niveles de riesgo e incertidumbre que se
enfrentan en la inversin en el sector elctrico en una determinada economa,
donde se incluyen desde factores institucionales, problemas del marco
regulatorio y diseo de mercado, hasta problemas asociados a las condiciones
tecnolgico - econmicas y de demanda que pueden condicionar la inversin
(ii) los factores asociados a diferentes niveles de ejercicio de poder de mercado
que en trminos dinmicos y en la presencia de problemas de entrada pueden
involucrar la realizacin de inversiones en niveles no socialmente ptimos.
En el presente documento se analiza la evolucin de la inversin en generacin
y se plantean algunos escenarios de la posible reconfiguracin del parque
generador a fin de identificar algunos factores tecnolgico econmicos que
pueden introducir incertidumbre en los agentes, mientras que en Gallardo,
Garca y Tvara (2005) se discuten y analizan con amplitud los aspectos
institucionales, regulatorios y de diseo de mercado que pueden estar
generando incertidumbre en los inversionistas. Por ltimo, en Dammert, Garca
y Quiso (2005) se analizan los incentivos a la inversin de los generadores
incumbentes en el sector elctrico peruano y como estos pueden ejercer
indirectamente su poder de mercado a travs de las decisiones de precios en un
contexto donde los precios ptimos estn basados en los costos marginales
esperados de proveer el servicio como ocurre en el caso peruano.
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
II. Inversin en el Sector Elctrico Peruano
II.1 Inversin en el Sector Elctrico Latinoamericano
Un aspecto importante de la inversin privada en el sector elctrico y los
sectores de infraestructura en general tiene que ver con la percepcin de riesgo
de la regin latinoamericana por parte de los inversionistas. En este sentido, el
incremento del flujo de inversiones observado en la dcada del 90 tuvo un
carcter regional y estuvo vinculado principalmente al inicio de un amplio
proceso de reformas estructurales destinadas a reducir la intervencin estatal y
atraer inversin privada luego del pobre desempeo de las iniciativas pblicas
en la dcada pasada.
As, de acuerdo a estadsticas del Banco Mundial,7 entre 1990 y el ao 2001, se
apreci un fuerte incremento de la inversin privada en infraestructura producto
de las reformas estructurales llegando a un mximo de US$ 140 mil millones
anuales en 1997 y 1998. Este nivel de inversin se ha reducido de forma
importante a partir de 1999 (ver Grfico N 1).
7. Ver estadsticas del Public - Private Infraestructure Advisory Facility (PPIAF).
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Grfico N 1: Inversin Anual en Proyectos de Infraestructura en Latino
Amrica (US$ miles de millones)
41
12
3945
8086
98
140 140
82 85
39
0
20
40
60
80
100
120
140
160
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Fuente: Private Participation in Infrastructure: Trends in Developing Countries in 1990-2001 - Banco Mundial.
Por su parte, en el mismo perodo se invirti en el sector elctrico a nivel
mundial US$ 213.2 mil millones, de la cual la mayor parte se concentr en
Latinoamrica y el Caribe (US$ 89.5 mil millones). De los pases
latinoamericanos, los mayores receptores de inversin privada fueron Brasil
(ms de US$ 40,000 millones), Argentina (US$ 14,000 millones) y Colombia
(US$ 7,000 millones).
La inversin en el sector elctrico latinoamericano muestra un patrn similar
aprecindose un pico de inversiones en el ao 1997 con US$ 23,200 millones.
Tambin es importante destacar que el 54.7% de las inversiones estuvieron
relacionadas a la compra de activos, siendo las inversiones en expansin
relativamente estables en el perodo (ver Grfico N 2).
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Grfico No 2: Inversin Privada Anual en el Sector Elctrico en
Latinoamrica (US$ miles de millones)
0.3 0.0 0.41.2 2.1
4.3 3.85.6 5.6 5.0
8.8
3.50.6
0.0
2.32.4 1.0
2.1
6.0
17.6
9.4
3.0
4.2
0.3
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Inversiones en Expansin Compra de Activos
Fuente: Private Participation in Infrastructure: Trends in Developing Countries in 1990-2001 -Banco Mundial
Como puede observarse de la evolucin de la inversin en el sector elctrico en
el Per y en Latinoamrica, el flujo de inversiones tiende a acumularse en
determinados perodos como la segunda mitad de la dcada de los noventa, lo
cual estuvo asociado a un proceso de reforma y promocin de la inversin
privada que resolvi una serie de incertidumbres en el sector.
II.2 Breve Historia de la Formacin de Capital en el Sector Elctrico Peruano
En esta seccin se describe brevemente la evolucin de la inversin en el sector
elctrico y su composicin por tecnologa. Asimismo, se analizan estas
variables en el perodo posterior a la implementacin de las reformas
15
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG estructurales, es decir, la evolucin de la inversin a lo largo de la ltima
dcada y su composicin en el marco del esquema de regulacin de costos
marginales auditados en la generacin elctrica.
La serie histrica de la potencia elctrica instalada construida por Vsquez
(2003) es una variable proxy de la evolucin de la inversin elctrica en los
ltimos 60 aos. El Grfico No 3 muestra que, en general, la evolucin de la
capacidad per-cpita puede ser dividida en cuatro etapas. En un primer perodo,
hasta mediados de los aos 50, la variable muestra un crecimiento sostenido
pero muy moderado. En un segundo perodo que va desde los 50 hasta
comienzos de la dcada del 80, la potencia instalada contina creciendo
sostenidamente pero a mayores tasas. Luego, en un tercer perodo que se
extiende por la dcada del 80 hasta la segunda parte de la dcada del 90, se
produce un estancamiento de la variable. Finalmente, la variable vuelve a
crecer de manera importante en una cuarta etapa que se inicia en la segunda
mitad de los 90.8
Debe sealarse que no obstante la evolucin sostenida de la potencia instalada,
las tendencias en las tasas de crecimiento presentan una importante varianza, la
cual es consistente con la entrada secuencial de proyectos. Esta varianza es
mayor si se considera que la variable potencia incluye tanto la inversin
referida al servicio pblico como la inversin de los denominados auto-
productores. El Grfico No 4 muestra la evolucin de la variable potencia. Este
grfico es menos claro en distinguir las cuatro etapas sealadas, sin embargo, la
8. Campodnico (1999) presenta una revisin ms detallada de la dinmica de la inversin en el sector elctrico en el perodo 1970-1999.
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG evolucin de la variable es consistente con el anlisis de la serie de potencia
per-cpita sealada anteriormente.
Grfico No 3: Evolucin Potencia Elctrica Instalada Per - Cpita, Per:
1940 - 2000
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000
Aos
Kilo
wat
ts p
er -
cpi
ta
Fuente: Vsquez (2003)9.
Grfico No 4: Evolucin de la Potencia Instalada en el Per: 1940 -2000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000
Aos
Pot
enci
a In
stal
ada
(MW
)
Fuente: Vsquez (2003).
9. Esta serie de potencia instalada fue construida por el autor, usando informacin del MINEM y de Electroper, con la finalidad de realizar un anlisis economtrico que vincula la dotacin de infraestructura con el crecimiento econmico en el Per.
17
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
III.2.1 Inversin en la Dcada de los Noventa
De acuerdo a estadsticas del MINEM, la inversin privada ejecutada en el
perodo 1994-2004 en el sector elctrico peruano habra sido de US$ 2,561
millones.10 De este monto, US$ 1,299 millones se destinaron a la actividad de
generacin, US$ 388 millones a la transmisin y US$ 874 millones a la
distribucin (ver Anexo No 2). De estos montos, cerca de US$ 1,600 millones
sera inversin extranjera segn informacin de Proinversin. Sin embargo,
entre 1990 y el 2004 la inversin estatal tambin habra sido significativa
debido principalmente a que el proceso de privatizacin qued inconcluso. Se
calcula esta inversin en US$ 2,203 millones. De este monto US$ 1,113
millones se destinaron a la actividad de generacin, US$ 351 millones a la
transmisin y US$ 739 millones a la distribucin (ver Anexo No 3). A ello
habra que aadir la inversin en electrificacin rural que alcanz los US$ 643
millones en el perodo 1993 - 2004.11
Analizando algo ms en detalle el perfil de inversiones en generacin (ver
Grfico N 5), se aprecia claramente cmo hasta el ao 2000 la inversin
privada mostraba un crecimiento muy importante, luego del cual disminuy
drsticamente. Algo similar sucedi con la inversin estatal, concentrada en
Electroper, aunque con un perfil ms suavizado.
10. Este monto incluye las inversiones en activos fijos (capacidad e instalaciones) por parte de las empresas. A ello habra que sumar unos US$ 1,943 millones obtenidos como parte del proceso de privatizacin entre julio del ao 1994 y junio del ao 2002. 11. De acuerdo a informacin de la Direccin Ejecutiva de Proyectos (DEP) del MINEM.
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Si se concentra el anlisis en la evolucin de la inversin en generacin
elctrica a travs del indicador de capacidad efectiva se aprecia que en la
segunda mitad de la dcada del noventa se produce un importante crecimiento
de la inversin, tal como se observa en el Grfico No 6. En este perodo la
potencia instalada en el sector elctrico crece significativamente, lo cual se
refleja en un aumento acumulado en la potencia efectiva de 56%. De este
crecimiento, el 21,3% ya se haba realizado hacia finales de 1997, un ao
despus de la privatizacin de la mayora de las empresas generadoras y el
30,5% en el ao 1998. Esto es, cerca del 55% de la inversin se realiz en los
primeros aos que siguieron a la privatizacin. Estos valores son consistentes
con la caracterizacin de Doms y Dunne (1993) quienes, como se ha sealado,
encuentran que la inversin tiende a concentrarse en algunos perodos y con el
enfoque de la inversin como una opcin, ya que en ese perodo se fueron
resolviendo una serie de incertidumbres relacionadas a problemas polticos,
tratamiento del capital extranjero, estabilidad macroeconmica, entre otros.
Grfico No 5: Evolucin de la Inversin Privada y Pblica en Generacin Elctrica 1994-2004 (US$ miles)
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Inversin Pblica Inversin Privada
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Fuente: MINEM Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG.
Grfico No 6: Evolucin de la Potencia Efectiva, Mxima Demanda y Reserva SEIN (1980-2003)
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
1.980 1.981 1.982 1.983 1.984 1.985 1.986 1.987 1.988 1.989 1.990 1.991 1.992 1.993 1.994 1.995 1.996 1.997 1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004
MW
Hidrulica Gas Natural Carbn Diesel Reserva Demanda
Fuente: OSINERG - GART. Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG
En el perodo 1995 - 2000, el stock de inversin creci a tasas superiores al
crecimiento de la mxima demanda. As, mientras que la potencia efectiva
creci a una tasa anual de 9,2%, la mxima demanda lo hizo a una tasa anual de
4,7% y la reserva a una tasa anual de 23,2%. Esta evolucin estuvo asociada al
cumplimiento de los compromisos de inversin en las privatizaciones que
acompaaron al proceso de reforma iniciado en 1992, y a la interconexin de
algunos operadores. El efecto del incremento de la potencia por encima de lo
requerido por la mxima demanda dio como resultado un incremento en el
nivel de reserva en el Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN),
20
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG pasando este de 23% en 1995 a 55% en el ao 2000.12 Este incremento de la
capacidad, complementado con las inversiones en transmisin y distribucin,
permiti un incremento de la cobertura de cerca de 53% en 1993 a 76% en el
ao 2004.13
Como se puede apreciar en los Cuadros N 2 y 3, la inversin en capacidad en
las empresas que actualmente forman parte del SEIN entre 1995 y 2002 se
concentra en los aos 1996, 1997 y 1998. Este crecimiento es explicado
principalmente por los incrementos de potencia de Edegel, Etevensa y EEPSA;
las mismas que se asocian al cumplimiento de los compromisos de inversin
contrados con el Estado Peruano en el proceso de privatizacin. Tambin
destacan la interconexin de Enersur (Tractebel) en 1997 y las inversiones e
interconexin de Aguayta Energy (actualmente Termoselva) en 1998. A partir
del ao 2001 las inversiones privadas en generacin se reducen de forma
significativa.
Con excepcin de Edegel, que ha realizado importantes ampliaciones de
potencia en 1996 y 2000, el resto de las empresas ha concentrado su principal
inversin en capacidad en un ao determinado, lo cual permite apreciar que en
el marco de un proceso de inversin privada, a nivel de empresas, sta tiende a
darse de forma discreta y no suavizada, y est asociada a perodos de resolucin
de incertidumbres, tal como lo establecen las teoras modernas de la inversin y
la evidencia emprica al respecto (Caballero, 1997).
12. Sin embargo, una parte importante de la capacidad instalada que forma parte de la reserva corresponde a centrales trmicas semi-obsoletas y con altos costos de operacin. 13. A pesar de estos logros, la cobertura en el sector rural es slo cercana a 40, por lo que se han venido evaluando alternativas para financiar y hacer ms atractivas inversiones en estos segmentos.
21
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Grfico No 7: Cambios en la Inversin Privada en Capacidad de Generacin en el SEIN (MW) - 1995 - 2006 Proyectada.
100
280
80 1000
13075
85.8
322.9
397.8
59.2204.4
2
17.6
885.0
410.4
165.0
-204.1
20.845.015
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 P 2005 P 2006 P
Compromiso de Inversin Otras Inversiones Privatizacin
Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG. Fuente: Resoluciones de Tarifas en Barra, OSINERG - GART.
Aunque en aos recientes se han dado ampliaciones en centrales hidrulicas por
parte de Edegel (Chimay y Yanango) y en menor medida por Egenor
(reservorio de San Diego y otros), es importante destacar que no se han
registrado casos donde inversionistas sin participacin en el proceso de
privatizacin hayan realizado inversiones de importancia en centrales elctricas
nuevas, solamente el caso de Enersur (Tractebel), que abastece a Southern
Per, podra aproximarse a este tipo de inversiones. Esta empresa instal una
central a carbn de 141.9 MW en el ao 2000, gracias a un contrato de largo
plazo con Southern Per.14 De otro lado, tambin se han producido algunas
14. La compra de empresas ya existentes para reestructurarlas e incrementar su capacidad es una estrategia de inversin coherente con la existencia de riesgos en el perodo de construccin,
22
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG des-inversiones, tales como la dada de baja de algunas centrales menores y la
venta de capacidad por parte de Etevensa en el ao 2001, la cual explica la
reduccin de la capacidad trmica efectiva en ese ao. Al 2003 el 67.6% de la
inversin tuvo origen privado, aunque cerca de la mitad de sta correspondi a
compra de activos estatales y slo un 23.3% fueron inversiones realizadas por
iniciativa netamente privadas y no asociadas a compromisos de privatizacin
(ver Cuadro N 1).
Cuadro N 1: Inversin en Capacidad Instalada en el SEIN por Origen
Capacidad Inicial Inversin
Capacidad Final (2002) Participacin
Total 2,870 1,499 4,368 100.0%Pblico 1,167 250 1,417 32.4%Privado 1,703 1,248 2,951 67.6%
Inversin Privada al 2003 Capacidad ParticipacinPrivados Iniciales 209 7.1%Adquisiciones en Privatizacin 1,493 50.6%Compromiso Privatizacin 560 19.0%Otras Inversiones 688 23.3%
Nuevas InversionesContrato Take or Pay (julio 2006) 75 2.5%Yuncn (julio 2005) 130 4.4%
Fuente: OSINERG PROINVERSION.
III.2.2 Composicin de la Inversin por Tecnologa
La potencia efectiva total en el SEIN, para el 2003 super los 4,385 MW15
frente a una mxima demanda de 2,965 MW. Ello implica, un margen de
reserva cercano al 48%. Este margen de reserva superara los requerimientos
tcnicos necesarios para mantener la confiabilidad del servicio en el sistema
principalmente con centrales hidrulicas, y con tener la posibilidad de entrar a un mercado en crecimiento con un perodo corto de tiempo. 15. Informe OSINERG - GART/DGT N 003-2004. Proceso de Regulacin de Tarifas en Barra Noviembre 2003 - Abril 2004.
23
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG peruano, que se han establecido en el indicador conocido como Margen de
Reserva Firme Objetivo (MRFO), el cual es actualmente de 19.5%, aunque en
este caso este indicador est referido a la potencia firme y no a la potencia
efectiva.
Un aspecto relevante que debe analizarse en la inversin en el sector tiene que
con la actual composicin del parque generador y que tanto se aleja esta en
relacin a un parque generador eficiente. En la actualidad, la inversin en
capacidad en el SEIN tiene un predominio de centrales hidrulicas las cuales
representan cerca del 59.9% de la capacidad efectiva. Sin embargo, destaca
tambin la importante inversin en centrales que operan en base a Diesel 2, las
cuales representan un 21.9% de la capacidad de generacin. Tambin existen
algunas inversiones nuevas en tecnologas alternativas como el gas natural y el
carbn, aunque en menor medida (ver Cuadro No 4).
La coyuntura experimentada a inicios de la reforma, los incentivos para invertir
en determinadas tecnologas y el acceso a nuevas tecnologas, llevan a
preguntarse sobre el nivel de eficiencia de la inversin en capacidad en relacin
a un parque adaptado. Si bien esta pregunta es difcil de responder, los criterios
tericos para encontrar el sistema econmicamente adaptado, tanto en un
sistema donde existe un planificador centralizado, como en un sistema
descentralizado basado en mecanismos que promuevan la competencia,
indicaran que han existido elementos que se contraponen en el caso peruano.
24
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Cuadro N 2: Cambios en la Potencia Efectiva en el Sistema Interconectado Nacional (MW)
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Hidroelctrica 210.0 0.0 0.0 15.0 0.0 110.0 16.6 0.0 4.1Trmica 133.6 17.3 4.5 0.0 5.0 2.9 13.1 0.0 6.5
Hidroelctrica 505.0 0.0 15.0 0.0 0.0 25.1 43.4 150.9 0.0Trmica 140.0 0.0 0.0 122.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Etevensa (Endesa) Trmica 200.0 0.0 -5.2 292.7 75.5 -13.7 0.0 -221.2 -3.5Eepsa (Endesa) Trmica 45.0 0.0 0.0 129.5 0.0 0.0 16.9 -3.2Electroandes (PSEG) Hidroelctrica 0.0 0.0 165.0 0.0 0.0 8.9 0.0 0.0 0.0
Hidroelctrica 26.0 0.0 0.0 0.0 8.0 4.1 0.0 0.0 0.0Trmica 0.0 0.0 0.0 8.9 15.6 0.0 0.0 0.0
Sociedad Minera Corona Hidroelctrica 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 18.0Cahua Hidroelctrica 40.0 0.0 0.0 0.0 5.2 0.0 0.0 0.0 0.0Termoselva (Aguayta) Trmica 0.0 0.0 0.0 0.0 156.5 0.0 0.0 0.0 0.0Trupal Trmica 0.0 11.0 0.0 0.0 1.9 0.0 1.0 0.0Enersur Trmica 0.0 0.0 172.3 34.5 9.5 126.2 22.2 -4.3Shougesa Trmica 0.0 0.0 0.0 54.7 3.8 5.1 0.0 3.2
Hidroelctrica 765.0 0.0 15.0 0.0 0.0 61.5 0.0 0.0 0.0Trmica 0.0 0.0 0.0 0.0 24.2 0.0 0.0 0.0
Hidroelctrica 163.6 0.0 0.0 0.0 0.0 4.6 0.0 0.0 0.0Trmica 48.0 0.0 30.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Hidroelctrica 29.5 6.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Trmica 0.0 21.7 0.0 0.0 0.0 0.0 3.3 0.0 0.0
Hidroelctrica 109.0 0.0 0.0 2.0 38.6 -4.8 -50.2 -8.2 0.0Trmica 30.3 -9.2 12.2 -9.7 16.6 7.6 -25.1 -10.6 0.0
Hidroelctrica 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 110.0 0.0 2.9Trmica 0.0 0.0 0.0 0.0 16.3 4.7 12.4 0.0
Cambios Potencia Hidrulica 1848.1 6.2 195.0 17.0 51.8 209.4 119.9 142.7 25.0Cambios Potencia Trmica 551.9 74.8 52.5 578.2 481.2 68.1 127.3 -179.3 -1.3Cambios Potencia Total 81.0 247.5 595.2 533.0 277.5 247.2 -36.6 23.7
2,400.0 2,481.0 2,728.5 3,323.7 3,856.7 4,134.1 4,381.3 4,344.7 4,368.4
Egesur
Egemsa
San Gabn
Egasa
Potencia Total
Edegel (Endesa)
Energa Pacasmayo
Cambios en la Potencia Efectiva
Egenor
Electroper
Saldo a 1994Tipo de CentralEmpresa Generadora
Nota: No se consideran cambios marginales en la potencia de las centrales. Los datos estn a noviembre de cada ao. Fuente: OSINERG - GART Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG.
25
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Cuadro N 3: Cambios en la Potencia Efectiva en el Sistema Interconectado Nacional (MW)
Hidroelctrica 210.0 355.7 145.7 100.0 45.7Trmica 133.6 182.9 49.3 0.0 49.3
Hidroelctrica 505.0 739.4 234.4 0.0 234.4Trmica 140.0 262.9 122.9 100.0 22.9
Etevensa (Endesa)* Trmica 200.0 324.6 124.6 280.0 -155.4Eepsa (Endesa) Trmica 45.0 188.2 143.2 80.0 63.2Cahua Hidroelctrica 40.0 45.2 5.2 0.0 5.2Electroandes (PSEG) Hidroelctrica 165.0 173.9 8.9 0.0 8.9
Hidroelctrica 26.0 38.1 12.1 0.0 12.1Trmica 24.5 24.5 0.0 24.5
Sociedad Minera Corona Hidroelctrica 0.0 18.0 18.0 0.0 18.0Termoselva - Aguayta (Maple) Trmica 0.0 156.5 156.5 0.0 156.5Trupal Trmica 11.0 13.9 2.9 0.0 2.9Enersur (Tractebel) Trmica 172.3 360.4 188.1 0.0 188.1Shougesa Trmica 54.7 66.8 12.1 0.0 12.1
Hidroelctrica 765.0 841.5 76.5 0.0 76.5Trmica 24.2 24.2 0.0 24.2
Hidroelctrica 163.6 168.2 4.6 0.0 4.6Trmica 48.0 78.0 30.0 0.0 30.0
Hidroelctrica 29.5 35.7 6.2 0.0 6.2Trmica 21.7 25.0 3.3 0.0 3.3
Hidroelctrica 109.0 86.4 -22.6 0.0 -22.6Trmica 30.3 12.1 -18.2 0.0 -18.2
Hidroelctrica 0.0 112.9 112.9 0.0 112.9Trmica 33.4 33.4 0.0 33.4
Cambios Potencia Hidrulica 2013.1 2615.0 601.9 100.0 501.9Cambios Potencia Trmica 856.6 1753.4 896.8 460.0 436.8Potencia Total 2,869.7 4,368.4 1,498.7 560.0 938.7Estatal 1,167.1 1,417.4 250.3 0.0 250.3
16.7% 0.0% 100.0%Privada 1,702.6 2,951.0 1,248.4 560.0 688.4
83.3% 44.9% 55.1%
Saldo 2002 Compromiso de InversinIniciativa
PropiaInversin
Edegel (Endesa)
Energa Pacasmayo
Egenor (Duke)
Electroper
Saldo InicialTipo de CentralEmpresa Generadora
Egesur
Egemsa
San Gabn
Egasa
Fuente. OSINERG - GART Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG.
26
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Cuadro N 4: Potencia Efectiva por Tipo de Generacin
Tecnologa MW ParticipacinCarbn 141.5 3.2%Diesel N 2 959.2 21.9%Gas Natural 284.2 6.5%Mezcla R6,D2 12.2 0.3%Residual N 500 167.4 3.8%Residual N 6 104.1 2.4%Vapor 23.2 0.5%Vapor - Residual N 500 68.7 1.6%Hidrulicas 2 625.0 59.9%Total 4 385.5 100.0%
Fuente: OSINERG - GART. Resolucin de Tarifas en Barra - Noviembre 2003.
De un lado, el mecanismo regulatorio basado en principios marginalistas
proporciona conceptualmente las seales para que gradualmente el parque se
adapte. De otro lado, existen o han existido factores que generan incentivos
opuestos para la adaptacin del sistema. Entre estos se puede sealar:
- El establecimiento de un sistema de pagos por capacidad que no estaba alineado con los criterios del modelo marginalista, ya que hasta 1999 las
centrales trmicas eran remuneradas prioritariamente (Putnam, Hayes &
Bartlett Inc.y Mercados Energticos S.A.; 1998).
- Inversin pblica en centrales hidroelctricas como San Gabn. - Los compromisos de privatizacin que inducan a la inversin en
determinadas tecnologas a travs del establecimiento de plazos
(privatizacin de Egenor, Etevensa, Edegel y EEPSA).
27
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG - Tratamientos tributarios diferenciados (ISC al carbn para generacin de
electricidad desde 1999).16
Otros temas relevantes son la existencia de indivisibilidades y la propia forma
cmo los mecanismos de fijacin de tarifas dan las seales a la inversin
eficiente cuando existe un pago separado por potencia y donde las tarifas de
energa se obtienen de minimizar el costo de operacin variable (despacho)
utilizando la capacidad instalada existente.
III.3 Camisea y la Inversin en la Actividad de Generacin Elctrica
La implementacin del proyecto Camisea ha introducido un conjunto de
preguntas sobre la forma y los efectos de la entrada del gas natural como fuente
de energa para el sector elctrico: Es un proyecto conveniente?, respecto a la
tecnologa: Cul es el tipo de central conveniente, una central a ciclo simple o
una central a ciclo combinado?, en cada uno de estos casos: cul es la
rentabilidad individual?, a nivel microeconmico: Cul es el impacto en las
tarifas y el bienestar de los individuos?, a nivel macroeconmico: se trata de
un shock de oferta significativo?, a nivel de la industria: Cmo se afectar la
rentabilidad de las otras empresas?, a nivel de la inversin: Cmo se
modificar la composicin del parque generador a futuro?. Parte de estas
preguntas han sido tratadas por Espinoza (2000) en un contexto ms amplio del
impacto del gas natural en el sector energtico. Sin embargo, en este
16. La aplicacin del impuesto selectivo al consumo en el caso del carbn puede entenderse como un mecanismo que incentiva la inversin en gas natural o como un instrumento de poltica ambiental. Sin embargo, su aplicacin desde 1999 tiene efectos en la operacin econmica del sistema, en el bienestar de los consumidores y en las rentas de las empresas. De otro lado, centrales que utilizan Diesel 2 que tambin crean problemas ambientales no estn sujetas a dicho impuesto.
28
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG documento se busca realizar enfatizar la forma como se reconfigurara el
parque generador y los riesgos inherentes a la inversin en el sector elctrico
asociados a las caractersticas tcnicas y econmicas de cada tipo de central. En
particular, se mostrar con algunos ejercicios el grado de incertidumbre que
asumen los inversionistas y de los cuales no tienen un control directo.
Dado que el sistema tarifario peruano intenta replicar el proceso de
minimizacin del costo de abastecer la electricidad, aunque dejando que los
agentes privados tomen sus decisiones de inversin, en las siguientes secciones
se analizar como la llegada del gas natural implicar una modificacin del
parque generador ptimo y se mostrar que el resultado final introduce
incertidumbre sobre los inversionistas ya que depende de la evolucin de
diferentes variables.
El modelo marginalista muestra que si un planificador central decidiera
abastecer a mnimo costo la produccin de electricidad, abstrayendo la
existencia de costos de transmisin y distribucin de la energa, debera optar
por instalar un parque generador que se obtenga como producto de la
combinacin de diferentes tecnologas (centrales hidrulicas y diferentes tipos
de centrales trmicas). La configuracin del parque generador ptimo se
conoce como Sistema Econmicamente Adaptado.
La obtencin de este resultado tiene que ver directamente con tres
caractersticas peculiares del proceso de abastecimiento de electricidad: i) el
patrn cambiante de la demanda a lo largo del tiempo, ii) la imposibilidad de
almacenar la electricidad a costos razonables, y iii) la existencia de diferentes
tecnologas con diferentes costos de inversin y operacin. Como producto de
estas condiciones, la minimizacin de costos de inversin y operacin
29
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG implicar la instalacin de diferentes niveles capacidad en cada tecnologa
dada la eficiencia relativa de una tecnologa para diferentes niveles de
demanda.
Con la finalidad de simplificar, se podra caracterizar el caso peruano antes de
la entrada del gas natural de Camisea, como una situacin donde un
planificador tendra slo dos tecnologas, diesel (D) e hidrulica (H), a su
disposicin para elegir el parque generador ptimo que abastezca la demanda al
menor costo total y permita recuperar todos los costos econmicos.17
En este caso, sabiendo que las centrales hidrulicas tienen costos fijos muy
altos pero costos operativos prcticamente nulos, se deber instalar centrales
hidrulicas hasta un nivel de capacidad que les permita operar el nmero
suficiente de horas hasta que su costo medio horario se iguale con el costo
medio horario de las centrales Diesel. Niveles de demanda que slo se
presentan en un nmero de horas menor a nivel ptimo, slo deben ser
atendidos con centrales Diesel las cuales tienen un costo de inversin mucho
menor pero un costo operativo mayor (ver Grfico No 8).
Si se estiman y calibran los valores de los costos fijos y costos variables de las
diferentes tecnologas y el patrn de la demanda a lo largo del tiempo se
pueden realizar algunos ejercicios sobre la posible reconfiguracin del parque
generador.
17. La obtencin de los tiempos de operacin y del parque generador ptimo y la demostracin de cmo fijando los precios de energa y potencia en base a criterios marginalistas se logra la recuperacin todos los costos econmicos de los generadores eficientes se presenta en el Anexo No 5 y en Hunt (2002) una explicacin didctica de este modelo. En los grficos se abstrae la posibilidad de carga no servida.
30
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG Costos Variables
Estos costos se pueden obtener en base a los datos de la Gerencia Adjunta de
Regulacin Tarifaria (GART) y corresponden bsicamente a los costos de
combustibles, incluyendo los precios mximos del gas de Camisea, e
indicadores de consumo especfico estndares.
Cuadro N 5: Costos Variables
Tipo de CentralCosto Unitario
(US$ por combustible) *
Consumo Especfico
(Combustible por MWh) **
Costo Variable Combustible
(US$ por MWh)
Costo Variable No Combustible
(US$ por MWh)
Costo Variable(US$ por MWh)
Diesel 337.18 0.2 67.436 7.0 74.4Gas Natural a Ciclo Simple 1.81 9.5 17.2 1.0 18.2Gas Natural a Ciclo Combinado 1.81 6.0 10.9 1.0 11.9
Hidrulica 0.2 0.3 0.066 0.8 0.9
* Combustibles Lquidos: US$/Ton, Gas Natural = US$/MMBTU* Combustibles Lquidos: Ton/MWh, Gas Natural: MMBTU/MWh
Costos Fijos
Estos incluyen los costos fijos de mantener la central en marcha ms las
anualidades de la inversin. Para el clculo de los costos fijos se us
informacin de costos por naturaleza y datos estndares por tipo de tecnologa.
Para el clculo de las anualidad se consideran costos de inversin estndares y
reales en el caso de los proyectos o privatizaciones en el Per y perodos de
vida til estndares. El costo del capital utilizado ha sido de 12%, el cual de
acuerdo a estimados existentes sera una aproximacin cercana al costo de
oportunidad del capital en Estados Unidos ms la prima por riesgo pas.
31
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Cuadro N 6: Costos Fijos
Clculo de Anualidades
Tipo de CentralCosto Unitario (miles de US$
por MW)Duracin (aos) Factor de Anualidad
Anualidad (miles de US$ por
MW ao)
Costo fijo de operacin y
mantenimiento (%)
Costo fijo de OyM (miles de US$ por MW ao)
Costo fijo anual (miles de US$ por MW ao)
Diesel 350 25 0.127 44.6 3% 10.50 55.12Gas Natural a Ciclo Simple 400 25 0.127 51.0 3% 12.00 63.00Gas Natural a Ciclo Combinado 550 25 0.127 70.1 3% 16.50 86.62Hidrulica 1,250 40 0.121 151.6 2% 25.00 176.63
Por ltimo, para obtener la capacidad ptima por tipo de tecnologa es necesaria
una forma funcional para la curva de duracin, la cual representa el
ordenamiento de la demanda horaria a lo largo del ao de la ms alta a la ms
baja. En este caso se ha aproximado la curva de duracin en base a la
informacin de la demanda del COES, usndose una aproximacin lineal de la
forma: Q(t) = 3000 0.16t
Usando estos costos y curva de duracin se puede obtener el parque generador
ptimo. En un escenario simple donde slo hay centrales hidrulicas y trmicas
que utilizan diesel, se tendra que las centrales hidroelctricas representaran el
91.2% de la mxima demanda, mientras que el 8.8% seran centrales a Diesel
218. A ello habra que sumar 840 MW de capacidad Diesel que formara la
reserva del sistema (28%)19. Esta combinacin implica un precio promedio de
18. Este resultado se obtiene de los puntos de corte de las curvas de costos que dan los momentos ptimos en que se debe pasar a usar la siguiente tecnologa. Evaluando estos puntos en la curva de duracin se obtienen las capacidades ptimas. 19. Se considera un Margen de Reserva asociado principalmente a la incertidumbre de la oferta como un promedio de la siguiente forma:
Margen de Reserva = (30%*Capacidad Hidrulica + 10%*Capacidad Trmica) / (Capacidad Total)
Ello considerando la reduccin de la capacidad hidrulica en un aoseco y las indisponibilidades mxima que podran tener las centrales trmicas.
32
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG electricidad de US$ 28,7 MWh20. Esta situacin sera similar a la que en algn
momento enfrent el Per, pese al ingreso de algunas centrales a gas natural
(Aguayta y EEPSA) y de la central a carbn de Enersur.
Grfico No 8: Minimizacin de Costos en un Escenario sin Gas Natural
D
H
Potencia
8 760
Horas de funcionamiento
anual
Hw
D
H
Horas de funcionamiento
anual
Dt
Costos
H Dw w +
H
D
Tecnologa Costo Fijo Anual "B"(US$ por MW ao)
Costo Variable "b"
(US$ por MWh)Potencia (MW)
Energa producida por Tipo de
Tecnologa (MWh)
Diesel 55,125 74.4 1,652 264.2 218,209 Hidrulica 176,630 0.9 8,760 2735.8 19,922,783 Precio Marginal Promedio de Energa (US$ por MWh) 18.2 3000.0 20,140,992 Precio Mg. Potencia en Energa (US$ por MWh) Incluyendo Reserva 10.5 Precio Monmico (US$ por MWh) 28.7 Reserva 28%
* i+1 ii
i i+1
-t =b -b
* i+1 ii
i i+1
-t =b -b
Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
20. Este precio surge de la siguiente forma:
Precio de PotenciaPrecio Monmico = Precio Promedio de Energa + 8760*Factor de Carga
Precio Potencia = Costo Fijo Anual de las Centrales Diesel * (1+% Margen de Reserva)
33
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
La introduccin de una nueva tecnologa como el gas natural, cuyo costo fijo
mayor que el de una central diesel pero menor que el de una central
hidroelctrica y cuyo costo variable es menor que el de una diesel pero mayor
que el de una hidrulica, genera una modificacin en el parque ptimo. En una
perspectiva de largo plazo, el efecto de dicha incorporacin sera una reduccin
en la participacin en la potencia ptima que debera mantenerse en
generadores diesel (D) e hidrulicas (H), las cuales cederan su lugar a centrales
a gas natural (CS y CC). En este caso, la capacidad instalada eficiente de
centrales hidrulicas sera el 56.3% de la mxima demanda, las centrales a gas
natural el 42,9% y las centrales Diesel el 0.7% (ver Grfico No 9). A ello habra
que sumar 638 MW de capacidad diesel que formara la reserva del sistema. La
proporcin en produccin es algo diferente, produciendo las centrales
hidrulicas un 73,4%. Si se considera una reserva de 21% y se incrementa en
esa proporcin el precio de potencia, el precio medio de energa sera de US$
25,6 por MWh. El resultado descrito se basa en un sistema que minimiza el
costo total unitario en la situacin en la que se instala el nivel de potencia
ptimo por tipo de tecnologa. En este esquema, es esperable que las centrales
trmicas a ciclo combinado, y en menor medida a ciclo simple, tengan una
participacin importante en la capacidad del sistema y en el despacho de
energa, en particular en el bloque medio e incluso en la base de la curva de
duracin.
34
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Grfico No 9: Minimizacin de Costos en un Escenario con Gas Natural
D
CC
H
Potencia
8 760
Horas de funcionamiento
anual
HwH CCw w +
Horas de funcionamiento
anualDt CCt
Costos
H CC CSw w w + +
Hidrulica
Diesel Ciclo Simple
CS
CSt
Ciclo Combinado
DCSCC
H
D
CC
H
Potencia
8 760
Horas de funcionamiento
anual
HwH CCw w +
Horas de funcionamiento
anualDt CCt
Costos
H CC CSw w w + +
Hidrulica
Diesel Ciclo Simple
CS
CSt
Ciclo Combinado
DCSCC
H
Tecnologa Costo Fijo Anual "B"(US$ por MW ao)
Costo Variable "b"
(US$ por MWh)Potencia (MW)
Energa producida por Tipo de
Tecnologa (MWh)
Diesel 55,125 74.4 140 22.4 1,569 Gas Natural a Ciclo Simple 63,000 18.2 3,729 574.3 1,111,034 Gas Natural a Ciclo Combinado 86,625 11.9 8,187 713.2 4,249,158 Hidrulica 176,630 0.9 8,760 1690.1 14,779,231 Precio Marginal Promedio de Energa (US$ por MWh) 15.7 3000.0 20,140,992 Precio Mg. Potencia en Energa (US$ por MWh) Incluyendo Reserva 10.0 Precio Monmico (US$ por MWh) 25.6 Reserva 21%
* i+1 ii
i i+1
-t =b -b
* i+1 ii
i i+1
-t =b -b
Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG
Sin embargo, en el marco regulatorio peruano, si bien se basa en los principios
marginalistas expuestos, los precios de energa se calculan minimizando el
costo de operacin del sistema y tomando como dada la potencia efectiva de las
35
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG centrales existentes por lo que este nuevo resultado se obtendra slo luego de
la entrada paulatina del gas natural y se referiran ms bien a las proporciones
en que la mxima demanda sera abastecida por el sistema en el mediano plazo.
Tambin debe mencionarse que la configuracin final del parque generador
depender adicionalmente de algunas estrategias de los generadores
incumbentes para tratar de defender sus costos hundidos, tanto de centrales a
Diesel y Residual como de centrales hidrulicas. En el primer caso, una
estrategia consistira en convertir las centrales a gas natural, an a costa de
cierta prdida de eficiencia, ya que estas se veran despachadas
automticamente del despacho con la entrada de centrales a gas natural. Este
costo de inversin adicional, como la realizada por Etevensa y Edegel, se
podra tomar como un nuevo costo de inversin, ya que la inversin anterior se
tornaba en irrecuperable, lo que les permitira a estas centrales formar parte de
la combinacin eficiente de tecnologas.
Una segunda forma de defender sus costos hundidos podra ser con estrategias
de subdeclaracin de costos variables en el despacho, lo cual permite a las
centrales un mayor despacho y participacin en la provisin de la mxima con
la consiguiente remuneracin por capacidad. Sin embargo, en el sistema actual
esto no sera tan factible ya que el despacho se realiza en base a costos
auditados y no declarados, y en el caso de las centrales hidrulicas en base a
una estimacin del valor del agua por parte del operador del sistema. Esta
estrategia slo sera viable en el caso de las centrales a gas natural que
compiten con Camisea, ya que son las nicas que tiene la posibilidad de
declarar una vez al ao sus costos variables, decisin que se tomara a fin de
reducir sus riesgos asociados a la rigidez de los contratos Take or Pay.
36
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG III.3.1 Anlisis de Sensibilidad
En la inversin en determinados tipos de centrales de generacin se asumen una
serie de condicionantes y riesgos que varan dependiendo del tipo de tecnologa
utilizada. Entre estos destacan el tamao de las unidades, el tiempo de
construccin, el costo de inversin por MW instalado, los costos operativos, la
dependencia o existencia de shocks en el costo del combustible, las emisiones y
daos ambientales, y la exposicin a riesgos regulatorios. Entre los casos ms
importantes destacan los altos costos de inversin y tiempo de puesta en
marcha as como la alta exposicin al riesgo regulatorio debido a la
especificidad de las inversiones de las centrales hidrulicas, la alta exposicin a
la evolucin del precio de los combustibles en el caso de centrales a gas natural
o que utilizan combustibles derivados del petrleo, aunque con una baja
exposicin al riesgo regulatorio debido a la estandarizacin de las unidades, y
la alta exposicin a temas medio ambientales y riesgos de inversin en capital
de las centrales a carbn. En el Cuadro N 7 se muestra una comparacin
cualitativa de estos riesgos para diferentes tipos de centrales elaborada por la
EIA y la OECD (2003).
Cuadro N 7: Comparacin Cualitativa de los Riesgos de Inversin por Tipo de Tecnologa
Tecnologa Tamao de la Unidad Tiempo de
Construccin
Costo de Inversin por MW
Costo Operativo
Costo del Combustible
Emisiones de CO2
Riesgo Regulatorio / Especificidad de
Activos
Gas Natural a Ciclo Combinado Medio Corto Bajo Bajo Alto Medio Bajo
Carbn Grande Largo Alto Medio Medio Alto AltoNuclear Muy Grande Largo Alto Medio Bajo Despreciable Alto
Hidrulica Muy Grande Largo Muy Alto Muy Bajo Despreciable Despreciable AltoViento Pequeo Corto Alto Muy Bajo Despreciable Despreciable Medio
Celulas de Combustible Pequeo Muy Corto Muy Alto Medio Alto Medio BajoFotovoltaicas Muy Pequeo Muy Corto Muy Alto Muy Bajo Despreciable Despreciable Bajo
Fuente. International Energy Agency - OECD (2003)
37
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG El anlisis anterior se realiz con el fin de ilustrar, en un escenario factible,
como podra reconfigurase el parque generador ptimo con la entrada del gas
natural a nivel masivo. Sin embargo, el resultado final depende de una serie de
factores, tales como los referidos a las estrategias que les permite el marco
regulatorio del sector a los agentes, mencionadas anteriormente, y a otros
factores sobre los cuales los inversionistas no tienen un control directo y cuyas
probabilidades de realizacin son diferentes. Es por ello que en esta seccin se
realiza un anlisis de sensibilidad del parque generador ante dos tipos de
eventos, el cambio en el costo de inversin de las centrales hidrulicas y el
cambio en el precio de los combustibles.
Sensibilidad ante el Costo de Inversin de las Hidrulicas
Existe un amplio rango de costos de construccin de las centrales hidrulicas
que dependern de factores tales como la existencia de facilidades naturales
(abundancia de recursos hdricos, embalses naturales, entre otros), el tiempo
que tome la construccin de la central, en cuyo proceso se asumen una serie de
riesgos, y los mecanismos de financiamiento.
En el caso peruano, algunas inversiones en centrales hidrulicas han bordeado
los US$ 2 millones por MW (Yuncn), mientras que otras han tenido un costo
menos cercano a US$ 1 milln (Chimay y Yanango de Edegel).
En el Grfico N 10 se muestra la evolucin de la participacin en la capacidad
instalada ptima de las centrales hidrulicas y las centrales trmicas ante
cambios en el costo de inversin de las centrales hidrulicas. Se puede ver
claramente como conforme se incrementa el costo de inversin de las centrales
hidrulicas de US$ 900,000 por MW a cerca de US$ 1.3 millones por MW, la
38
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG participacin del gas natural se va incrementado de cerca de 20% a cerca del
40%, dando un salto al 100% en un nivel cercano a los US$ 1 300,000. Dado
que el sistema marginalista indica que el parque generador ptimo supone el
equilibrio financiero de las inversiones al mismo tiempo que minimiza el costo
de total, ello implica que los inversionistas privados no deberan invertir en
centrales hidrulicas con costos mayores de US$ 1.3 millones por MW pues
estas no seran rentables y que el valor de mercado de las centrales hidrulicas
construidas a un costo mayor no debe superar este monto debido a que el
sistema tarifario slo permitira recuperar estos costos.
Grfico No 10: Sensibilidad del Parque Generador ante cambios en el
Costo de Instalacin de las Centrales Hidrulicas
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
900
949
999
1048
1098
1147
1197
1246
1296
1345
1395
1444
1494
1543
1593
Costo de Instalacin de una Central Hidralica $/MW
% d
e Pa
rtici
paci
n e
n la
Cap
acid
ad
Gas Natural Hidrulica
Sensibilidad ante el Cambio en los Precios del Petrleo
El precio de largo plazo de los combustibles basados en el petrleo es una
variable que no puede ser predicha con un alto nivel de incertidumbre y de cuya
39
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG evolucin depende la rentabilidad esperada de las inversiones en centrales
trmicas. En el caso peruano esta incertidumbre incluye a las centrales a gas
natural puesto que los precios en boca de pozo se actualizan en base a una
canasta de combustibles lquidos. En este sentido, un incremento en el precio
internacional del petrleo supondr no solo una modificacin en los costos
variables de las centrales que utilizan combustibles lquidos sino tambin un
incremento en los costos variables mximos de las centrales a gas natural, ya
que los precios en boca de pozo se actualizan en base a la evolucin de los
precios de una canasta de residuales21.
Grfico No 11: Evolucin de la Cotizacin del Precio del Crudo 1975-2004 (WTI US$ por tonelada)
Evolucin de la Cotizacin del Precio del Petrleo 1975 - 2004 (WTI US$ por barril)
0
10
20
30
40
50
60
Ene
-75
Ene
-76
Ene
-77
Ene
-78
Ene
-79
Ene
-80
Ene
-81
Ene
-82
Ene
-83
Ene
-84
Ene
-85
Ene
-86
Ene
-87
Ene
-88
Ene
-89
Ene
-90
Ene
-91
Ene
-92
Ene
-93
Ene
-94
Ene
-95
Ene
-96
Ene
-97
Ene
-98
Ene
-99
Ene
-00
Ene
-01
Ene
-02
Ene
-03
Ene
-04
Evolucin de la Cotizacin del Precio del Petrleo 1975 - 2004 (WTI US$ por barril)
0
10
20
30
40
50
60
Ene
-75
Ene
-76
Ene
-77
Ene
-78
Ene
-79
Ene
-80
Ene
-81
Ene
-82
Ene
-83
Ene
-84
Ene
-85
Ene
-86
Ene
-87
Ene
-88
Ene
-89
Ene
-90
Ene
-91
Ene
-92
Ene
-93
Ene
-94
Ene
-95
Ene
-96
Ene
-97
Ene
-98
Ene
-99
Ene
-00
Ene
-01
Ene
-02
Ene
-03
Ene
-04
21. Esta frmula supone implcitamente que el costo de oportunidad de la produccin de gas natural est relacionado con el costo del principal combustible sustituto, en este caso los derivados del petrleo.
40
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG El incremento del precio del petrleo tiene dos consecuencias, incrementar el
costo variable de las centrales a Diesel 2, y, a travs de la frmula de
actualizacin establecida en los contratos de explotacin, incrementar los
precios en boca de pozo y por lo tanto los costos variables de las centrales a gas
natural. En el Grfico N 12, se muestra como a partir de un precio del Diesel
2 menor a US$ 314 por tonelada, el gas natural desplazara completamente a
las centrales hidrulicas (en este caso a las de un costo base de US$ 1250,000
por MW). En el caso contrario, que el precio del petrleo se vaya
incrementando, la participacin del gas natural se ira reduciendo aunque con
una pendiente no muy pronunciada.
Grfico N 12: Sensibilidad del Parque Generador ante cambios en el Precio del Petrleo
0.0%
20.0%
40.0%
60.0%
80.0%
100.0%
120.0%
293.
2
298.
5
303.
9
309.
2
314.
5
319.
9
325.
2
330.
5
335.
8
341.
2
346.
5
351.
8
357.
2
362.
5
367.
8
373.
2
378.
5
Precio del Diesel 2 en Lima US$/Tonelada Equivalente
% d
e Pa
rtici
paci
n e
n la
Cap
acid
ad
Gas Natural Hidrulica
41
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG III.3.2 Evolucin de la Demanda
En el sistema actual, el pago por potencia de la central corresponder a los
costos fijos y anualidad de la inversin de la central eficiente que abastezca la
demanda punta.22 Este pago es menor a los costos fijos de los dems tipos de
centrales (hidrulicas, gas natural y carbn), por lo que en la lgica marginalita
el resto de los costos fijos de las centrales debe ser recuperado con los
excedentes que pueden lograr las centrales infra-marginales en los perodos
donde el precio del sistema es fijado por las centrales con costos variables ms
altos.23
En este contexto, se puede analizar el potencial efecto de la puesta en operacin
de una central de ciclo combinado que use el gas de Camisea. Para que esta
central entre al sistema es necesario que pueda operar el tiempo suficiente para
generarse rentas inframarginales que le permitan recuperar sus costos fijos y no
operar en perodos punta e incluso marginar. 24 Es por ello que la entrada
depender de las expectativas que se tengan da factores como el incremento
22. En la actualidad esta central corresponde a una turbogas Alstom GT11N2 de 114,22 MW ISO Diesel (ver recientes Resoluciones de Tarifas en Barra). El costo de potencia no cambiara puesto que la minimizacin de costos de abastecimiento implica usar centrales con costos de inversin bajos como las Diesel en los perodos punta (ver Cuadro No 5 al final de esta seccin). 23 . Debe recordarse que en el corto plazo la curva de oferta de la industria en un mercado competitivo con restricciones de capacidad estar representada por el costo variable de la ltima empresa. 24. A modo de ejemplo, si se considera el ingreso de una central de ciclo combinado de 225 MW de potencia efectiva, la diferencia de precio de potencia de aproximadamente US$ 200,000 por MW, respecto de una central de ciclo simple (aprox. US$ 350,000 por MW), los ingresos anuales por energa deberan representar aproximadamente US$ 7.2 millones anuales, dado el ahorro de aprox. US$ 10 por MWh que tiene una central de ciclo combinado respecto de una central de ciclo simple (como los 250 MW requeridos dentro de 15 meses en la transferencia del contrato Take or Pay a Etevensa). Ello implicara que la central a ciclo simple debera operar 3,200 horas al ao (37% del total) a fin de rentabilizar su inversin, aunque este tiempo podra ser menor ya que se mantendran marginando centrales Diesel con costos ms altos, lo que permitira recuperar ingresos en un menor nmero de horas.
42
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG esperado de la demanda o la evolucin esperada de los costos de los
combustibles.25
En este escenario tambin se puede considerar el problema de un planificador
que busque minimizar el costo de abastecimiento del sistema dado un
incremento no homogneo de la demanda.26 En este caso, el resultado ser una
modificacin de las proporciones ptimas de capacidad a instalar por cada tipo
de tecnologa (ver Grfico N 13).27 En este contexto, es necesario analizar el
mecanismo de ajuste del parque generador ante una nueva tecnologa en un
sistema tarifario como el peruano. En ste se utiliza la capacidad instalada
existente para obtener el despacho de mnimo costo y se paga la potencia de
acuerdo a la contribucin a la mxima demanda. Si se considera que en el corto
plazo la capacidad hidrulica es despachada prioritariamente, y por lo tanto no
puede ser desplazada por el gas natural como si puede serlo la capacidad Diesel
(lo cual es consistente con su carcter menos hundido respecto a las centrales
hidrulicas), entonces, en base al planteamiento matemtico del problema y
algunas simulaciones, se puede sealar que el mnimo costo de abastecimiento
del sistema implicar que la demanda adicional deber ser suministrada slo
25. En este caso podra considerarse tericamente un incremento en el precio de la potencia a remunerar (los costos fijos y de inversin de este tipo de central). Entonces la reduccin en el precio de la energa podra verse compensada con el incremento en el costo de la potencia. Conceptualmente, estos efectos se cancelaran en la rentabilidad de las empresas, pero se incrementara el costo total de abastecimiento. Por ello, el artculo 47 de la LCE establece que el precio de potencia remunerar a la unidad ms econmica disponible del sistema para satisfacer la mxima demanda. 26. Estos incrementos no suelen ser iguales en todas las horas del ao, ya que suelen darse con mayor frecuencia en el bloque medio y en la base, que en la punta (debido a los mayores precios). 27. En el caso peruano, la demanda de energa suele crecer en una proporcin mayor al incremento de la mxima demanda (5% versus 3.3% en la dcada pasada), lo que representa aproximadamente un crecimiento anual en el corto plazo de 1000 GWh en energa y 100 MW de potencia.
43
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG con centrales a gas natural por un perodo cercano a seis aos hasta un nivel
aproximado de 1,000 MW en el ao 2010.28
Por su parte, la capacidad con centrales Diesel 2 debera tender a mantenerse
durante este perodo en un nivel mnimo, algo ms de 100 MW sin considerar
la reserva, luego de un desplazamiento inicial por centrales a gas natural.29 A
partir del ao 2010, y dependiendo del patrn de crecimiento de la demanda, un
incremento de sta debera empezar a ser cubierto con una combinacin de
tecnologas.
La lgica de este resultado se puede ilustrar con algunos ejercicios basados en
los datos del Cuadro N 8, donde se muestran los precios medios necesarios por
tecnologa para amortizar dado cierto nivel de operacin. As, se puede apreciar
que centrales a gas a ciclo combinado requeriran el menor precio medio (cerca
=T1
i DmaxY ,
28 . El nuevo problema consistira en minimizar el costo de abastecimiento introduciendo las restricciones de utilizar la capacidad instalada de las tecnologas existentes. Este problema se puede resolver usando las condiciones de Kuhn Tucker y se puede plantear formalmente de la siguiente manera:
( i i
i=T i=TMin b E + Yi i i i
i=1 i=1Y ,t
s.a: HHY Y y DDY Y
Sin embargo, en el caso peruano donde se minimiza el costo de despacho en base a los menores costos variables, se satisface la segunda restriccin, dado que las centrales hidrulicas siempre despacharn primero, pero no la tercera, puesto que las centrales Diesel 2 pueden dejar de operar y salir del sistema cuando entren las centrales a gas natural. Por ello, en este caso correspondera a un nivel mnimo eficiente y tcnicamente aceptable ( DY ). La resolucin de este problema implicar que la capacidad nueva en el sistema debe ser en base a centrales a gas natural por un determinado perodo y que cierta capacidad Diesel 2, que pudo ser ptima cuando slo se contaba con dos tecnologas, resulte redundante en el sistema. Se ha una curva de duracin lineal y con un crecimiento de 4% anual. En el Anexo No 5 se detalla la notacin y se resuelve analticamente el problema. 29. En este ejercicio se est abstrayendo la incertidumbre sobre la oferta y la demanda, lo que origina la necesidad de una reserva tcnica que incrementara la participacin de las centrales Diesel.
44
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG de US$ 28 por MWh), lo que hace que slo puedan ser competitivas a este
nivel centrales hidroelctricas nuevas o ampliaciones con un costo de inversin
inferior a los US$ 1,000 por KW (ver Cuadro N 8 al final de esta seccin).30
El ejercicio puede repetirse con factores de planta algo menores para centrales
no necesariamente ubicadas en el bloque base sino medio de la curva de
duracin. All se sigue apreciando que el gas natural es una tecnologa
competitiva en el abastecimiento de electricidad, aunque para factores ms
pequeos tecnologas con costos de inversin como las Diesel 2 deberan seguir
teniendo alguna participacin en el abastecimiento. Conforme el gas natural
vaya incrementando su participacin en el despacho, los costos en
determinados segmentos de la curva de duracin deberan ir bajando. As,
estimaciones hechas por diversas entidades indican que una vez introducido el
gas en el sector, los precios medios de electricidad al nivel de generacin se
reduciran pasando de unos US$ 36 por MWh en el ao 2004 a niveles cercanos
a US$ 30 por MWh.31 Esta reduccin sera adicional a la registrada hasta el
momento donde la consideracin de Camisea en las tarifas en barra llev los
precios de cerca de US$ 40 por MWh a los US$ 36 por MWh actuales.
30. Debe tenerse en cuenta que en esta comparacin es importante el nivel de operacin de las centrales, ya que ello determinar el nivel de precios medios (costos medios) requeridos para recuperar las inversiones en las diferentes tecnologas. Es de esperarse que una central de punta alcance difcilmente un factor de planta de 80%, por lo que si se consideran factores de planta menores las tecnologas adecuadas sern aquellas donde el menor costo de inversin tenga una mayor importancia. Se puede apreciar que la llegada del gas hara no rentable de centrales a carbn dado que son tecnologas dominadas por el gas, al tener mayores costos de inversin y operacin que una central a gas de ciclo combinado. 31. Este precio correspondera a un precio de energa de 26,6 US$/MWh y un precio de potencia (sin incluir peaje por conexin al Sistema Principal de Transmisin y el prepago de la Garanta del Ducto Camisea) de 5,3 US$/kW-mes, lo cual con un factor de carga de 77% da un precio promedio de aproximadamente 36 US$/MWh.
45
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Grfico No 13: Incremento de la Demanda e Inversin ptima en un Esquema Centralizado
8760t1t2t t3
Y1
Y2
Y3
Y4
D Max8760t1t2t t3
Costo Total
1
3
4
2
Yn1
Yn2
Yn3
Yn4
Elaboracin: Oficina de Estudios Econmicos - OSINERG
Tambin se puede efectuar un ejercicio donde se muestra que centrales con
costos medios bajos como las hidrulicas baratas en un contexto de
desadaptacin del parque generador encontraran mayores dificultades para
amortizar sus inversiones. As, si se considera una nueva central hidrulica con
una potencia efectiva de aproximadamente US$ 1000,000 por MW, requerira
46
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG una remuneracin anual (incluido los costos fijos) de US$ 157,580 por MW, lo
cual implica que tendra que operar por lo menos a un 65% de factor de planta
para obtener los US$ 28 por MWh necesarios para recuperar sus costos medios.
Slo algunos proyectos muy especficos, que cuentan con facilidades pre-
existentes o naturales que permiten represar pueden lograr estos resultados y ya
han sido construidos por los operadores. Estas son centrales pequeas como las
de Poechos de 16 MW o Huanchor de 18 MW. Otros proyectos mayores
tendrn problemas de rentabilidad.
Algo similar sucede en el caso de las ampliaciones de las centrales
hidroelctricas existentes, por ejemplo a un nivel adicional de slo 100 MW.
As, incluso con un costo de inversin relativamente bajo, cercano US$
800,000 por MW de potencia efectiva, se requeriran ingresos anuales cercanos
a los US$ 126,000 por MW, que considerando una central de ciclo simple
marginando implica un ingreso anual adicional por energa de
aproximadamente US$ 7 millones, lo que representa casi lo mismo de lo
requerido por una central a ciclo combinado del doble de tamao. Esto sera
poco viable dado el nivel de oferta hidrulica actual.
Esto permite concluir que en el mediano plazo, ante incrementos en la
demanda, la tecnologa dominante en las centrales entrantes debiese ser la de
centrales trmicas a gas natural de ciclo combinado y en menor medida de ciclo
simple, pues stas podrn operar en los bloques medio y base, remunerando su
potencia mediante ventas de energa, siempre y cuando puedan operar a un
factor de planta alto, lo cual slo es viable conforme se incremente la demanda
de electricidad. En todo caso, es posible que la evolucin del factor de planta
refleje la dinmica del crecimiento de mercado, en tanto el crecimiento de sta
47
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG ltima no se concentre en la punta sino en la media o en la base de la curva de
duracin del sistema elctrico.
La posibilidad de contar con el gas de Camisea tendr efectos tanto en el tipo
de inversin como en la rentabilidad de las empresas. En el corto plazo se
generar una reduccin importante en los costos para centrales que utilizan
actualmente Diesel 2, como el caso de Etevensa, que pasar a usar gas
natural.32 En el mediano plazo esta reduccin de precios sera ms importante
dada la mayor importancia de las centrales de ciclo combinado en el
abastecimiento. Ello se traducira en una reduccin de los mrgenes de
rentabilidad de los concesionarios que generen con centrales hidroelctricas, lo
que unido a un exceso de capacidad hidrulica y Diesel 2 respecto a un
escenario ptimo con gas, hace poco previsible el desarrollo de proyectos
privados de generacin hidroelctrica. Estos se realizaran slo en casos muy
especiales, con proyectos que puedan amortizar costos con este nuevo estndar
de precios, y luego que el gas natural haya incrementado su participacin en el
parque generador. Por su parte, capacidad de generacin con centrales Diesel 2
debera mantenerse en un nivel mnimo y se esperara que paulatinamente
algunas de estas centrales no sean requeridas por el sistema, como ya ocurre en
algunos casos incluso en un escenario sin el gas natural de Camisea.
En este punto existen una serie de temas a analizar como la existencia de
incentivos dentro de una empresa para realizar inversiones en otros tipos de
tecnologa que puedan ser individualmente rentables pero que afectan la
rentabilidad de inversiones previamente realizadas. Un resultado en el sistema
32. Empresa ganadora de la licitacin de transferencia del contrato Take or Pay de Electroper, donde se establece que la empresa tendr que contar con 250 MW a ciclo simple dentro de 15 meses y en 36 meses con 187.5 MW a ciclo combinado y 125 MW a ciclo simple.
48
Oficina de Estudios Econmicos OSINERG actual, donde se usan las potencias instaladas de las centrales existentes para el
despacho, es que no deberan ingresar ms centrales hidrulicas y Diesel con
costos estndares, ya que la nueva combinacin ptima (que tiene su correlato
en trminos de equilibrio financiero) implicar que en el futuro entren slo
centrales a gas natural hasta tener la participacin adecuada en el parque
generador (ver la siguiente seccin).
Esta situacin podra llevar a que el sistema se tome un tiempo mayor en
adaptarse debido a que la entrada de una nueva central, sea de ciclo combinado
o ciclo simple, puede reducir significativamente los precios de energa debido a
que estos se calculan en base al despacho a mnimo costo con las centrales
hidrulicas y trmicas existentes y estas ya generan en la actualidad cerca del
90% de la energa en un ao normal y tienen una capacidad superior a la
demanda de potencia promedio del SEIN.33
33. Ello a pesar que a pesar de que las centrales a carbn (125 MW de Enersur) y la de gas natural a ciclo simple (238 MW de Aguayta y EEPSA) vienen incrementando su participacin en el despacho y marginando ms tiempo
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Oficina de Estudios Econmicos OSINERG
Cuadro N 8: Ingresos marginales mnimos estndares por tipo de central
Tasa de Descuento 12%
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