Memoria anual e informe de sostenibilidad 2010 Contenido informacion general



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2. NUESTRA ENERGÍA




2.1 Sector Eléctrico (crecimiento y evolución)

El mercado eléctrico peruano lo integran las empresas eléctricas (generadoras, transmisoras, distribuidoras); los clientes (libres, regulados) y los organismos normativos y supervisores del sector, conforme a lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y las Normas Complementarias.


Las empresas de generación eléctrica, dentro de las cuales se encuentra Edegel, se encargan de producir la energía eléctrica, la cual es transportada por las redes de transmisión y distribución para llegar a los consumidores. Las empresas de generación eléctrica, las empresas de transmisión eléctrica, distribución y clientes libres conforman el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), cuya misión es coordinar la operación del sistema eléctrico al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.
En el año 2010, según cifras oficiales del COES, la potencia efectiva de las centrales de generación eléctrica en el sistema fue de 6,463 MW, de la cual Edegel tuvo una participación de 25.8%. En ese mismo periodo la producción de energía fue de 32,4271 GWh, correspondiendo a Edegel una participación de 26.5%.

(*) Incluye la participación de Chinango de 3,3%





(*) Incluye la participación de Chinango de 3.2%


Fuente: COES

2.2 Marco Regulatorio del Sector

La Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley 28832), la Ley Antimonopolio y Oligopolio del Sector Eléctrico, la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos, el Reglamento de Protección Ambiental en las Actividades Eléctricas, la Ley de Creación del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) y su Reglamento y el Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad, son las normas principales que integran el marco regulatorio para el desarrollo de las actividades eléctricas en el Perú.


La Ley de Concesiones Eléctricas establece como principio que más de una actividad: generación, transmisión o distribución, no puede ser desarrolladas por una misma empresa, salvo lo previsto en dicha Ley y en la Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico, Ley 26876.
La Ley N° 28832, tiene como objetivos asegurar en forma suficiente una generación eficiente que reduzcan el riesgo de la volatilidad de precios y el racionamiento, propiciando un establecimiento de precios de mercado basados en la competencia, planificar y asegurar un mecanismo que garantice la expansión de la red de transmisión, así como permitir también la participación de los Grades Usuarios Libres y Distribuidores en el mercado de corto plazo.
En este sentido, con la finalidad de incentivar las inversiones en generación eficiente y la contratación con empresas distribuidoras, se promovieron licitaciones de contratos de suministro de electricidad de largo plazo con precios firmes. Al respecto, las empresas distribuidoras deben iniciar los procesos de licitación por lo menos con tres años de anticipación a fin de evitar que la demanda de sus Usuarios Regulados quede sin cobertura.
En cuanto al nuevo marco regulatorio para la transmisión, introducido por la Ley 28832, se establece que la expansión de la transmisión debe ser planificada mediante un Plan de Transmisión de carácter vinculante, elaborado por el COES SINAC y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas previa opinión favorable de Osinergmin.
Este nuevo marco distingue dos tipos de instalaciones: a) El Sistema Garantizado de Transmisión, conformado por instalaciones del Plan de Transmisión y otorgadas en concesión por hasta 30 años mediante procesos de licitaciones publicas, y b) El Sistema Complementario de Transmisión, conformado tanto por instalaciones del Plan de Transmisión como por instalaciones no comprendidas en dicho plan y que son consecuencia de la iniciativa de uno o más agentes. El Sistema Garantizado es remunerado por la demanda a través de una tarifa que permite al inversionista tener garantizado un ingreso anual, en el caso del Sistema Complementario, Osinergmin determina el monto máximo a ser reconocido, mediante los mismos criterios que la regulación establece para los actuales sistemas secundarios de transmisión.

En cuanto al COES SINAC, éste organismo tiene por finalidad coordinar la operación al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, planificar la Transmisión y administrar el Mercado de Corto Plazo; está conformado por los Generadores, Transmisores, Distribuidores y Grandes Usuarios Libres (usuarios con demandas iguales o superiores a 10 MW), integrantes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.


El COES SINAC está compuesto por una Asamblea, un Directorio y una Dirección Ejecutiva. La Asamblea está conformada por cuatro subcomités que representan a las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y a los usuarios libres. Cada subcomité elige a un miembro del Directorio, cuyos integrantes no deben estar sujetos a mandato imperativo ni a subordinación jerárquica, siendo el presidente del Directorio elegido por la Asamblea.

2.3 Cambios normativos en el año 2010





  • El Decreto Supremo 001-2010-EM del 05 de enero del 2010, estableció: i) que los costos de las centrales de Reserva Fría de Generación licitadas por Proinversión serían remuneradas mediante la compensación por seguridad de suministro establecida por el DL1041 para las unidades duales, ii) que los precios de energía licitados y el precio de generación a usuario final deberían considerar el efecto de las perdidas y de la capacidad de transmisión empleadas en la operación real del sistema, iii) las condiciones para considerar que las unidades termoeléctricas tienen asegurado un suministro continuo y permanente de combustible, para la aplicación de la nueva definición de potencia firme, que de no haberse dejado sin efecto por el DU 032-2010, debería haber entrado en vigencia a partir de agosto del 2010.




  • El Decreto de Urgencia 032-2010 del 29 de abril del 2010, estableció que deberán tenerse en cuenta los lineamientos que establezca el Ministerio de Energía y Minas en la participación de cada tecnología y en los plazos para el inicio de las licitaciones; pudiendo dicho ministerio, conducir o encargar a Proinversión la conducción de los procesos para el suministro a Usuarios Regulados. Asimismo dejó sin efecto i) la compensación que los generadores percibían por capacidad firme de transporte de gas no utilizado ii) la definición de potencia firme basada en la seguridad de suministro continuo y permanente de combustible para unidades térmicas, y iii) las disposiciones transitorias, dispuestas por el Decreto Legislativo N° 1041.




  • Con la finalidad de promover la expansión y descentralización de los sistemas de transporte de gas natural, el Decreto Supremo 036-2010-EM del 24 de junio de 2010, estableció una Tarifa Única de Transporte de Gas Natural, la cual entrará en vigencia a partir de la entrada en operación comercial del Sistema de Transporte de Gas Natural de Camisea hacia el sur del Perú.




  • El 24 de noviembre de 2010 se publicó el Decreto Supremo 064-2010-EM, aprobando la Política Energética Nacional para el periodo 2010-2040, estableciendo los lineamientos de 9 objetivos de política.




  • El Ministerio del Ambiente mediante la Resolución Ministerial 238-2010-MINAM publicada el 02 de diciembre de 2010, aprobó el Plan de Acción de Adaptación y Mitigación frente al Cambio Climático. En lo que respecta al sector energético, establece que este deberá considerar como lineamientos: la diversificación de la matriz energética mediante el desarrollo e inclusión de energías renovables, la promoción de la eficiencia energética en industrias y servicios residenciales y una mejor calidad de los combustibles.




  • El Poder Ejecutivo, a mediados de diciembre del 2010 prorrogó la vigencia del Decreto de Urgencia Nº 049-2008 hasta el 31 de diciembre de 2013 con la finalidad de asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente del suministro eléctrico así como para evitar incrementos en las tarifas eléctricas para los usuarios a nivel nacional.

El motivo se explica en que si bien durante los años 2009 y 2010 se han realizado diversos procesos de licitación, encargados por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) a Proinversión, la construcción y puesta en operación comercial de nueva infraestructura, que permita minimizar los riesgos de la congestión, debería estar a fines del 2013, momento a partir del cual recién se habrá superado la situación que motivó la promulgación del DU Nº 049-2008.




  • Considerando lo establecido por el Decreto de Urgencia 032-2010, el 29 de diciembre de 2010 se aprobó la Resolución Ministerial 564-2010-MEM/DM, definiendo los lineamientos para las licitaciones de suministro de electricidad que viabilizaran el poder llevarse a cabo licitaciones por el 100% de la demanda regulada de los años 2011 al 2013. En el caso de procesos encargados por el Ministerio de Energía y Minas a Proinversión, el 100% del suministro eléctrico para dicha demanda regulada deberá ser proporcionada por centrales hidroeléctricas.





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