ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD 2013 - … · 7.1.4. VENEZUELA ... COES: Comité de Operación...

ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD

2013

MINISTERIO DE

ENERGÍA Y MINAS

Dirección General de

Electricidad

Dirección de Estudios y

Promoción Eléctrica

Mayo 2014

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Ministro de Energía y Minas Eleodoro Octavio Mayorga Alba Viceministro de Energía Edwin Quintanilla Acosta Director General de Electricidad Luis Antonio Nicho Díaz Ministerio de Energía y Minas http://www.minem.gob.pe Av. Las Artes Sur 260 – Lima 41 Teléf.: 411-1100

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PRESENTACIÓN En el marco de la política energética nacional, se ha desarrollado acciones relevantes relativas a la generación, transmisión y distribución de electricidad que constituyen un impacto importante sobre el desarrollo del país por su incidencia en el grado de competitividad del sector productivo nacional y además permite elevar la calidad de vida de la población. Actualmente, se observa un constante crecimiento de la demanda de energía eléctrica debido al aumento de la población y de la economía nacional y mundial por efecto de la globalización, en este escenario, se enfrenta el desafío de satisfacer dicha demanda y contribuir al establecimiento y expansión de la industria eléctrica con la finalidad de brindar un servicio seguro, permanente y con calidad. El sector eléctrico ha mostrado una evolución positiva y altamente dinámica durante los últimos años. Esto ha sido evidenciado por el gran crecimiento del parque de generación, debido a la expansión de la capacidad instalada y del nivel de producción. Esto, acorde al dinamismo de la economía y su consiguiente efecto en la demanda de electricidad. El Anuario Ejecutivo de Electricidad 2013 es un documento elaborado por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas que muestra el análisis técnico-económico de aspectos como la situación de la economía peruana y de todos los procesos involucrados para brindar el servicio de energía eléctrica al cliente final. El presente documento estructurado en 7 capítulos y anexos, contiene aspectos relevantes del subsector eléctrico del país, información que explica el comportamiento anual y tendencial de las principales variables de la industria eléctrica, las fuentes de energía utilizadas, las inversiones efectuadas, el aprovechamiento de los recursos energéticos renovables no convencionales y el posicionamiento del mercado eléctrico peruano con respecto al de los principales países de América Latina.

Dirección General de Electricidad

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CONTENIDO

ABREVIATURAS ...................................... ............................................................. 7 RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................ 9

1. INFORMACIÓN SOBRE EL PERÚ ...................... ............................................ 11

1.1. ECONOMÍA ......................................................................................................... 13

2. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO................ ................................... 18 2.1. EN EL VALOR AGREGADO ................................................................................ 20

2.2. EN LA RECAUDACIÓN ....................................................................................... 22

2.3. EN LA INVERSIÓN NACIONAL ........................................................................... 23

2.4. EN EL EMPLEO NACIONAL ................................................................................ 25

2.5. EN EL MERCADO DE CAPITALES ..................................................................... 26

3. PRINCIPALES ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO 2013 .............. 28 3.1. GENERACIÓN .................................................................................................... 30

3.1.1. POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL .... 30

3.1.2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ........................................................................................... 32

3.1.3. MÁXIMA DEMANDA ........................................................................................................... 35

3.2. BALANCE OFERTA Y DEMANDA ....................................................................... 36

3.3. TRANSMISIÓN .................................................................................................... 37

3.3.1. EMPRESAS TRANSMISORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA ....................................... 37

3.3.2. LONGITUD DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ......................................................... 37

3.3.3. MAPA DEL SEIN Y SISTEMAS AISLADOS ................................................................... 38

3.3.4. PÉRDIDAS Y CONGESTIÓN EN LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN .................... 39

3.4. DISTRIBUCIÓN ................................................................................................... 41

3.4.1. NÚMERO DE CLIENTES ................................................................................................... 41

3.4.2. MAPA DE CONCESIONES DE DISTRIBUCIÓN ........................................................... 42

3.4.3. PÉRDIDAS EN DISTRIBUCIÓN ....................................................................................... 43

3.5. COMERCIALIZACIÓN, PRECIOS Y TARIFAS .................................................... 44

3.5.1. COSTO MARGINAL Y TARIFA EN BARRA.................................................................... 44

3.5.2. PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA .................................................................................... 45

3.5.3. VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES FINALES ..................................... 47

3.5.4. FACTURACIÓN ................................................................................................................... 49

4. ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO POR REGIONES . .................... 51 4.1. POTENCIA INSTALADA ...................................................................................... 53

4.2. GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.......................................................... 54

4.3. VENTAS DE ENERGÍA ........................................................................................ 55

4.4. NÚMERO DE CLIENTES ..................................................................................... 56

5. IMPULSO DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES . ................ 58

5

5.1. RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES (RER) .......................................... 60

5.2. TENDENCIAS GLOBALES DE LOS RER NO CONVENCIONALES .................... 62

5.2.1. TENDENCIAS GLOBALES DE LOS RER NO CONVENCIONALES .......................... 62

5.2.2. INCENTIVOS AL SECTOR ................................................................................................ 63

5.3. ENERGÍAS RENOVABLES EN EL PERÚ ............................................................ 64

5.3.1. MARCO NORMATIVO QUE PROMUEVE EL USO DE RER .................................... 64

5.3.2. SUBASTAS RER DE SUMINISTRO DE ENERGÍA AL SEIN .................................... 65

5.3.3. EVOLUCIÓN DE RER NO CONVENCIONALES EN EL PERÚ ................................ 66

5.3.4. DISPONIBILIDAD DE RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES NO

CONVENCIONALES EN EL PERÚ ................................................................................ 67

6. COMPARACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO CON OTR OS PAÍSES DE LATINOAMÉRICA ........................... ............................................ 71 6.1. EL SECTOR ELÉCTRICO EN AMÉRICA LATINA ................................................ 73

7. ANEXOS .......................................................................................................... 79 7.1. ESTRUCTURA DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS LATINOAMERICANOS ....... 80

7.1.1. BRASIL ............................................................................................................................... 80

7.1.2. MÉXICO .............................................................................................................................. 81

7.1.3. ARGENTINA ...................................................................................................................... 83

7.1.4. VENEZUELA ...................................................................................................................... 84

7.1.5. CHILE .................................................................................................................................. 85

7.1.6. COLOMBIA ........................................................................................................................ 87

7.1.7. ECUADOR .......................................................................................................................... 89

7.1.8. URUGUAY .......................................................................................................................... 90

7.1.9. PARAGUAY ....................................................................................................................... 91

7.1.10. BOLIVIA .............................................................................................................................. 92

7.2. COLOCACIONES DE EMPRESAS ELÉCTRICAS EN EL MERCADO DE

CAPITALES, 2004-2013 ............................................................................................. 94

7.3. ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO ....................................................... 95

7.3.1. POTENCIA INSTALADA A NIVEL NACIONAL, 1995-2013 (MW) ................................................... 95

7.3.2. POTENCIA EFECTIVA A NIVEL NACIONAL, 1995-2013 (MW) ..................................................... 96

7.3.3. POTENCIA INSTALADA POR REGIÓN, EN 2013 (MW) ............................................................... 97

7.3.4. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, 1995-2013 (GW.h)..................................................... 97

7.3.5. PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA SEGÚN TIPO DE EMPRESA, 2013 (MW.h) .. 99

7.3.6. PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE EMPRESAS DEL MERCADO ELÉCTRICO,

2013 (GW.h) ......................................................................................................................... 100

7.3.7. PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN, 2013 (GW.h) ..................... 101

7.3.8. LONGITUD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN, 1995-2013 (km) ............... 102

7.3.9. NÚMERO DE CLIENTES DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, 1995-2013 ............................ 103

6

7.3.10. NÚMERO DE CLIENTES DE LAS EMPRESAS GENERADORAS, 1995-2013 ................................. 104

7.3.11. VENTAS A CLIENTES FINALES POR REGIÓN Y MERCADO, EN 2012 (GW.h) .......................... 105

7.3.12. PRECIO MEDIO POR TIPO DE MERCADO, 1995-2012 (US$ por MW.h) ..................................... 106

7.3.13. PRECIO MEDIO POR SECTOR ECONÓMICO, 1995-2013 1995-2013 (US$ por MW.h) ................ 107

7.3.14. FACTURACIÓN A CLIENTES FINALES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, 1995-2013 (US$ miles)

………………………………………………………………………………………………………………………………………108

7.3.15. FACTURACIÓN A CLIENTES FINALES DE EMPRESAS GENERADORAS, 1995-2013 (US$ miles)

........................................................................................................................................... 109

7.3.16. FACTURACIÓN A CLIENTES FINALES POR SECTOR, 1995-2012 (US$ miles) ........................... 110

7.3.17. INVERSIONES EJECUTADAS, 1995-2013 (US$ millones) ......................................................... 111

7.3.18. POTENCIA EFECTIVA Y PRODUCCIÓN RER, EN 2013 ........................................................... 112

7.4. COMPARACIÓN PAÍSES .................................................................................. 113

7.5. RESEÑA ............................................................................................................ 114

7.6. REFERENCIAS ................................................................................................. 115

7

ABREVIATURAS ADME: Administración del Mercado Eléctrico (Uruguay). AL y C: América Latina y Caribe. ANDE: Administración Nacional de Electricidad (Paraguay). ANEEL: Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Brasil). AT: Alta Tensión. BCRP: Banco Central de Reserva del Perú. BVL: Bolsa de Valores de Lima. BM: Banco Mundial. BT: Baja Tensión. CAF: Corporación Andina de Fomento. CAGR: Compound Annual Growth Rate. CAMMESA: Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Argentina). CDEC: Centro de Despacho Económico (Chile). CELEC EP: Corporación Eléctrica Ecuador S.A. (Ecuador). CENACE: Centro Nacional de Control de Energía. CFE: Comisión Federal de Electricidad (México). CIADI: Centro Internacional para el Arreglo de Controversias Relacionadas con las Inversiones. CIES: Consorcio de Investigación Económica y Social. CIIU: Clasificación Internacional Industrial Uniforme. CNDC: Comité Nacional de Despacho de Carga (Bolivia). CNE: Comisión Nacional de Energía (Chile). CNEL: Corporación Nacional de Electricidad S.A. (Ecuador). COES: Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional. CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad (Ecuador). CORPOELEC: Corporación Eléctrica Nacional (Venezuela). CRE: Comisión Reguladora de Energía (México). CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas (Colombia). D.L.: Decreto Legislativo. D.S.: Decreto Supremo. EIA: Energy Information Administration. EMBIG Perú: Emerging Markets Bond Index Global Perú. ENAHO: Encuesta Nacional de Hogares. ENDE: Empresa Nacional de Electricidad (Bolivia). EPE: Empresa de Pesquisa Energética (Brasil). FIT: Feed in Tariff. FMI: Fondo Monetario Internacional. IEA: International Energy Agency. IGBVL: Índice General de la Bolsa de Valores de Lima. IGV: Impuesto General a las Ventas. INEI: Instituto Nacional de Estadística e Informática. INGEMMET: Instituto Geológico Minero y Metalúrgico. MAT: Muy Alta Tensión. MEM: Ministerio de Energía y Minas. MIGA: Organismo Multilateral de Garantía de Inversiones. MinMinas: Ministerio de Minas y Energía (Colombia). MMM: Marco Macroeconómico Multianual. MT: Mediana Tensión. Olade: Organización Latinoamericana de Energía. OCDE: Organización para la Cooperación de Desarrollo Económico. Osinergmin: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. PBI: Producto Bruto Interno. PIE: Productores Independientes de Energía (México). PPA: Power Purchase Agreement. PPP: Power Purchase Parity. ProInversión: Agencia de Promoción de la Inversión Privada. PROINFA: Programa de Incentivos a las Fuentes Alternativas (Brasil).

8

RERNC: Recursos Renovables No Convencionales. RPS: Renewable Portfolio Standard. SADI: Sistema Argentino de Interconexión (Argentina). SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. SEN: Sistema Eléctrico Nacional (México). SIC: Sistema Interconectado Central (Chile). SIN: Sistema Interligado Nacional (Brasil). SING: Sistema Interconectado Norte Grande (Chile). SIP: Sistema Interconectado Patagónico (Argentina). SENER: Secretaría de Energía (México). SGT: Sistema Garantizado de Transmisión. SPT: Sistema Principal de Transmisión. SUNAT: Superintendencia Nacional de Aduanas y Administración Tributaria. UTE: Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (Uruguay). VAB: Valor Agregado Bruto. VAD: Valor Agregado de Distribución.

9

RESUMEN EJECUTIVO El Perú ha experimentado un crecimiento sostenido en la última década debido principalmente a la estabilidad macroeconómica y al dinamismo de la inversión privada. El crecimiento de la economía estuvo cerca del 5% en el año 2013, valor inferior al del promedio del período 2002-2012 que fue 6,4%, explicado en parte por la incertidumbre respecto a la recuperación económica de Europa y el retiro del estímulo monetario de la Reserva Federal de Estados Unidos y al menor dinamismo de China, los cuales propiciaron una reducción en el valor de las exportaciones peruanas de bienes tradicionales. Aun así, Perú mantiene su posición como una de las economías líderes en América Latina en términos de crecimiento, habiendo logrado esto con bajos niveles de inflación. Esto ha significado además una reducción constante en el grado de riesgo país percibido por el mercado, lo cual se ha traducido en el mayor ingreso de inversión extranjera directa en diversos rubros como minería, energía, transporte, entre otros. El suministro de energía es de suma relevancia para las actividades realizadas por los diversos sectores de la economía, por este motivo la evolución del sector eléctrico ha acompañado el proceso de expansión y modernización de la economía peruana. El Valor Agregado del Subsector Electricidad y agua creció 5,6% en 2013, consolidando una participación de aproximadamente 2,2% en el PBI del país. La contribución del sector eléctrico a la recaudación de Impuesto a la Renta ascendió a S/. 953 millones en el 2013, valor del cual el sector generación representó 65%. Por otro lado, a partir de 2008 se presenta un mayor dinamismo en las inversiones privadas destinadas a las actividades de generación, transmisión y distribución. Estas ascendieron a US$ 2 223 millones en 20131, lo cual representa aproximadamente 4% de la inversión total realizada en el país en dicho año. Finalmente, la presencia de empresas del sector eléctrico en la Bolsa de Valores de Lima ha significado una mejora en las posibilidades de diversificación de las carteras de los inversionistas del mercado de capitales. La oferta del sector, en sus tres segmentos, se viene fortaleciendo gradualmente de tal manera que respondió al crecimiento de la demanda. La potencia instalada del mercado eléctrico2 ascendió a 9 338 MW en 2013, en el caso de capacidad de generación destinada a uso propio esta fue 1 473 MW. El aprovechamiento del gas natural proveniente de Camisea para las actividades de generación implicó el aumento de la tecnología termoeléctrica en las inversiones del segmento, esto se expresa en una tasa de crecimiento promedio anual de la potencia instalada de 11,7% en el período 2004-2013 (centralizada en Lima), mientras que la tecnología hidráulica lo hizo en 1,8%. Esto se ha visto traducido en el incremento de la participación de las fuentes térmicas en la producción de energía, que pasaron de representar el 10% en 2001 a 46% en 2013, crecimiento principalmente basado en el uso de gas natural. La máxima demanda del SEIN en 2013 ascendió a 5 575 MW y fue abastecida principalmente por generación hidráulica y gas natural (50,5% y 45,5%, respectivamente); esto implica que el margen de reserva (respecto a la máxima demanda) fue 32%. Desde 2009, la potencia efectiva y la máxima demanda crecieron a una tasa promedio anual de 9,8% y 6%, respectivamente, lo cual explica el crecimiento del margen de reserva en los últimos años. En el caso de las redes de transmisión y distribución, estas han pasado por un proceso de ampliación, repotenciación y modernización continuo. Sin embargo, la centralización de la oferta en la zona centro ha provocado congestión en las líneas troncales de transmisión a medida que la demanda de las zonas norte y sur ha crecido. Esto se ha visto traducido en el incremento del porcentaje de pérdidas de energía eléctrica en el sistema de transmisión, lo cual significa una pérdida de eficiencia para el SEIN. En contraste, las redes de distribución han mostrado una reducción en su porcentaje de pérdidas, esta mejora estaría concentrada en las grandes urbes del país.

1 Cifras preliminares 2 Sistema Interconectado Nacional – SEIN y Sistemas Aislados.

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El promedio del precio spot, o costo marginal de corto plazo, fue US$ 26,5 por MW.h en 2013, lo cual representó una disminución de 14% respecto al promedio de 2012. Esto se debe a la mayor participación del despacho de unidades a gas natural, que presentan un costo variable relativamente barato, lo cual ha permitido además la estabilización del costo de la operación, que depende menos de los derivados del petróleo. Por otro lado, la tarifa en barra (incluye generación y transmisión) ha experimentado ligeros pero sucesivos aumentos debido a la actualización del precio del gas natural de Camisea y a los mayores cargos presentes en el peaje de transmisión. Así, en 2013 ésta se ubicó alrededor de US$ 40,2 por MW.h, 3% más que en el año previo. En el caso del precio medio de la electricidad (incluye generación, trasmisión y distribución), este ascendió a US$ 99,3 por MW.h en 2013, sin embargo existe una clara diferencia por segmento: US$ 118,5 y US$ 67,8 por MW.h para distribución y generación, respectivamente. Existe una clara heterogeneidad en el mercado eléctrico a nivel regional que se explica por las diferencias en la disponibilidad de fuentes de generación, acceso al SEIN, presencia de usuarios con importante consumo de electricidad, densidad poblacional, entre otros. Así, la zona centro concentra gran parte de la capacidad instalada de generación eficiente hidráulica y térmica (gas natural de Camisea) en 2013, con lo cual destacan regiones como Lima (4 847 MW), Huancavelica (1 024 MW), Callao (610 MW) y Junín (446 MW). En contraste, regiones en las cuales las principales actividades económicas se desarrollan en zonas remotas, como es el caso de la minería en la sierra y de la explotación de hidrocarburos en la selva, cuentan con una mayor presencia de unidades de auto generación. Estas diferencias también se expresan en el consumo regional de energía, Lima concentra el 44,4% de las ventas totales, el 56,6% de las ventas a clientes regulados y el 29% de las ventas a clientes libres en 2013. Arequipa, Ica, Moquegua y Ancash concentran gran parte del consumo de clientes libres fuera de la capital debido a las importantes operaciones mineras e industriales. Por otro lado, Perú ha venido incorporando recursos energéticos renovables no convencionales (RERNC) a la capacidad instalada de generación, en línea con el desarrollo que estas tecnologías han tenido en el mundo. La preocupación por el medio ambiente y la diversificación de la matriz energética han sido las principales motivaciones para las reformas llevadas a cabo por el Estado con el fin de, paulatinamente, hacer viable un parque generador que aproveche la energía eólica, solar, biomasa y geotérmica3. A la fecha, se ha realizado tres licitaciones de suministro con energía RERNC las cuales suman un total aproximado de 882 MW de potencia instalada adjudicada. Cabe indicar, que sólo el potencial eólico asciende a 77 000 MW4. Finalmente, las reformas del sector eléctrico en los principales países de América Latina y el Caribe (ALyC) se centraron principalmente en la desintegración vertical de la industria y en el otorgamiento de incentivos a la inversión privada. No obstante, algunos países (como Venezuela, Ecuador y Bolivia) optaron por incrementar la presencia del Estado y por fomentar la integración en el sector. La generación de electricidad en ALyC se produce con fuentes más limpias (mayor participación hidráulica) y mostró mayor dinamismo que la generación eléctrica mundial (caracterizada por tener mayor participación de combustibles fósiles, en particular de carbón). En 2012, Perú fue el 7mo país en términos de demanda de energía y de PBI, además se ha mantenido como uno de los países con menor intensidad de uso de energía eléctrica a pesar de los avances experimentados en la última década. Por otro lado, a pesar de contar con una importante participación de generación hidráulica, el precio medio de la energía eléctrica en Perú ascendió a 99,4 por MW.h, y entre 2004 y 2013 creció a una tasa promedio anual de 5%. Cabe mencionar que países como Argentina y Venezuela cuentan con un esquema de control de precios que los ponen en una mejor posición en términos de precios con respecto a Perú.

3 También se considera como RERNC a las centrales hidroeléctricas con una capacidad instalada inferior a 20 MW. 4 Atlas Eólico del Perú, MEM/DGER/DFC, Noviembre, 2008

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1. INFORMACIÓN SOBRE EL PERÚ

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CAPÍCAPÍCAPÍCAPÍTULO 1TULO 1TULO 1TULO 1 El conjunto de reformas económicas implementado a principios de la década de 1990 tuvo éxito en promover la inversión privada bajo condiciones de libre mercado. El crecimiento sostenido experimentado por Perú en la última década ha sido propiciado por la estabilidad macroeconómica (control de la inflación, finanzas públicas saludables, bajo nivel de endeudamiento y reducción del riesgo país) y el gran dinamismo de la inversión privada en dicho período. La tasa de crecimiento promedio anual (CAGR por sus siglas en inglés) del PBI, en términos reales, fue 6,8% entre 2006 y 2013. Esto ha permitido que el ingreso per cápita más que se duplique, pasando de US$ 2 854 en 2005 a aproximadamente US$ 6 800 en 2013. Este desempeño favorable ha permitido que Perú sobresalga como una de las economías de mayor crecimiento y menor inflación en el mundo. Uno de los sectores fundamentales para permitir dicho aprovechamiento es el sector energético, particularmente el eléctrico. La totalidad de las actividades económicas que se realizan en el país requieren, con diversa intensidad, del uso de electricidad. Por este motivo, los proyectos y la expansión de las operaciones de los sectores económicos deben tomar en cuenta el suministro de energía, el cual permitirá darle viabilidad a dichas inversiones.

13

1.1. ECONOMÍA Desde hace más de una década, Perú se destaca por mostrar indicadores macroeconómicos positivos gracias a la aplicación de políticas económicas responsables que han propiciado estabilidad y crecimiento económico, y reducción de la pobreza. El actual gobierno tiene el objetivo de mantener el crecimiento económico y promover una mayor inclusión social para mejorar la calidad de vida de la población. a) Dinámico crecimiento económico La expansión de la economía peruana fue progresiva desde 2003 y se desaceleró por la crisis financiera internacional en 2009, para luego recuperarse en 2010. La tasa de crecimiento promedio anual5 (CAGR por sus siglas en inglés) del PBI, en términos reales, fue 6,8% entre 2006 y 2013. Esto ha permitido que el ingreso per cápita se incremente., pasando de US$ 2 854 en 2005 a aproximadamente de US$ 6 800 en 2013. Este comportamiento se refleja principalmente en una creciente clase media y en un mercado doméstico dinámico.

Gráfico N° 1: Crecimiento del PBI, 2000-2013 (Var. %).

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Var

. % a

nual

Promedio 2006 - 2013: 6.8%

Promedio 2000 - 2005: 4.0%

Fuente: BCRP.6 b) Baja Inflación El Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) se encarga autónomamente de la política monetaria. En 2002, el BCRP adoptó un esquema de Metas Explícitas de Inflación, este busca mantenerla dentro del rango de 1% a 3%, considerando como su instrumento de política a la tasa de interés de referencia. Durante la década pasada, la inflación se ha mantenido bajo control, con un nivel promedio de 2,7% anual. En 2013, esta culminó el año en 2,86%, es decir, dentro de la banda de meta inflacionaria del BCRP (ver gráfico N°2). Un factor que podría incrementarla sería la presión alcista de los salarios en Lima Metropolitana como en otras ciudades.

5 Para el cálculo de la tasa de crecimiento promedio anual, o CAGR, se considera el promedio geométrico de las tasas de crecimiento anual durante el período de evaluación. 6 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP.

14

Gráfico N° 2: Inflación, 2009-2013 (%).

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV I II III IV

2009 2010 2011 2012 2013

%

Inflación total Subyacente No subyacente

Rango meta

Fuente: BCRP.7

Este desempeño favorable ha permitido que Perú sobresalga como una de las economías de mayor crecimiento y menor inflación en el mundo. En el grupo de los siete países más grandes de América Latina, Perú se destacó por superar el promedio de crecimiento económico en 2013.

Gráfico N° 3: Crecimiento del PBI e Inflación en La tinoamérica 2013.

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

1% 2% 4% 8% 16%

Inflación promedio (%)

PB

I (V

ar.%

anu

al)

Crecimientopromedio: 3.5%

Inflación promedio: 5.1%

(1%, 37.9%)

Venezuela

Perú

Chile

ColombiaUruguay

Argentina

Brasil

México

Fuente: Fondo Monetario Internacional.8

c) Apertura Comercial La apertura comercial y la evolución de las exportaciones constituyen un factor importante de la expansión económica peruana. Las exportaciones alcanzaron el record de US$ 46 260 millones en

7 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP. 8 “World Economic Outlook” – Database. FMI.

15

2011 para luego disminuir por efecto de la crisis internacional que redujo el precio de minerales. Las exportaciones registraron una tasa anual promedio de crecimiento de 12% durante el período 2005 – 2013 (ver gráfico N°4).

Gráfico N° 4: Exportaciones Totales, 2006-2013 (mil lones de US$).

17 368

23 830

28 094

31 018

26 962

35 565

46 269 45 883

41 588

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Mill

ones

US

$Series3

No tradicionales

Tradicionales

Fuente: BCRP.9

El éxito exportador peruano se sustenta en la importante iniciativa del Estado de continuar la firma de tratados comerciales con los principales socios comerciales ((ver gráfico N°5). Gracias a estos, Perú tiene acceso a más de cuatro mil millones de personas, con un PBI conjunto de más US$ 56 billones.

Gráfico N° 5: Evolución de Acuerdos Comerciales y N egociaciones en Curso.

JapónChina

Australia

CoreaEE.UU.

México

Canadá

Ecuador

Colombia

Brasil

Chile

Argentina

Uruguay

Paraguay

Bolivia

Tailandia Vietnam

SingapurBrunei

Unión

Europea

EFTA

Malasia

Acuerdos vigentes

Acuerdos en proceso de negociación

Fuente: Proinversión.10

9 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP. 10 “¿Por qué invertir en el Perú?” – Enero 2014. Proinversión.

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d) Sólidas Finanzas Públicas El crecimiento económico, unido a un manejo responsable de la economía, ha permitido una situación saludable y positiva en las finanzas públicas. La deuda pública externa e interna (como porcentaje del PBI) muestra una reducción sostenida, disminuyendo desde un nivel de 47,1% en 2003 a 19,2% en 2013. El país registró superávit fiscales en el periodo 2006-2008, lo cual permitió financiar el plan de estímulo durante la crisis de 2009-2010. A partir de 2011, el país volvió a registrar superávit fiscal.

Gráfico N° 6: Resultado Fiscal y Deuda Pública, 200 0-2013 (% del PBI).

-3,2%

-2,7%

-2,2%

-1,7%

-1,1%

-0,3%

2,3%

2,9%

2,4%

-1,3%

-0,3%

1,9%2,1%

0,8%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

-4%

-3%

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

% P

BI%

PB

I

Resultado fiscal Deuda pública (eje derecho)

Fuente: BCRP.11 El Marco Macroeconómico Multianual (MMM) resume los principales lineamientos de política fiscal de la gestión del Ministerio de Economía y Finanzas:

� Trayectoria progresiva hacia un equilibrio fiscal en las cuentas estructurales. � Fortalecimiento del espacio fiscal. En el período 2014 - 2016, se tiene como meta registrar

un superávit fiscal promedio de 0,6% del PBI. � Procurar una posición fiscal contracíclica. � Objetivo de deuda pública a US$ 50 000 millones al 2016 (15,7% del PBI). � Aumento de los ingresos fiscales permanentes. � Potenciar la capacidad de absorción del sector público para invertir eficientemente los

recursos públicos. e) Bajo riesgo país y grado de inversión La prima por riesgo país, medida a través del índice Emerging Markets Bond Index Global Perú ("EMBIG Perú"), muestra una tendencia decreciente desde 2002 (con excepción del periodo de crisis financiera de 2009) y se ubica permanentemente por debajo del promedio de América Latina (ver gráfico N°7).

11 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP.

17

Gráfico N° 7: Riesgo País, 2001-2013 (puntos básico s).

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

ene-

01

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1

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4

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5

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6

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7

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8

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9

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10

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0

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11

jul-1

1

ene-

12

jul-1

2

ene-

13

jul-1

3

Pun

tos

Bás

icos

Perú Latinoamérica

Fuente: BCRP.12

Las agencias calificadoras Fitch Ratings y Standard & Poors otorgaron el grado de inversión a los bonos emitidos por el Estado peruano en 2008, siendo seguida por la agencia Moody's en 2009.13 La actual calificación obtenida por la deuda soberana peruana a largo plazo en moneda extranjera es BBB+ (Standard & Poors), BBB+ (Fitch) y Baa2 (Moody's). f) Marco legal promotor de la inversión privada El conjunto de reformas económicas implementado a principios de la década de 1990 tuvo éxito en promover la inversión privada bajo condiciones de libre mercado. Dentro de las principales características del marco legal destacan la apertura comercial y simplificación del régimen arancelario, la simplificación de régimen tributario, la libertad en los mercados cambiario, financiero y de seguros, la eliminación de monopolios estatales y la promoción de la participación de la inversión privada en diversos sectores de la economía, el respeto de la propiedad privada, la creación del sistema privado de pensiones, la reforma monetaria orientada a la preservación de la estabilidad de precios, entre otros. g) Apertura a la inversión extranjera Un conjunto de leyes fue aprobado para atraer y fomentar la inversión extranjera. Los inversionistas extranjeros poseen los mismos derechos y obligaciones que los nacionales. Además, tienen libertad para remitir al exterior regalías, utilidades y capital, sin la necesidad de autorizaciones previas, así como acceso al crédito doméstico de corto, mediano y largo plazo. Perú es miembro del Centro Internacional para el Arreglo de Controversias Relacionadas con las Inversiones (CIADI) y del Organismo Multilateral de Garantía de Inversiones (MIGA). Además, Perú mantiene acuerdos de promoción y protección recíproca de inversiones y acuerdos comerciales que incluyen capítulos de inversión con un importante número de países. En la actualidad, Perú se destaca como uno de los destinos de inversión más atractivos de América Latina.

12 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP. 13 Grado de inversión significa que los bonos emitidos por el Estado peruano son considerados como de bajo riesgo y

pueden ser objeto de inversión por el mercado de capitales.

18

2. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO

19

CAPÍCAPÍCAPÍCAPÍTULO 2TULO 2TULO 2TULO 2 La importancia del sector eléctrico se fundamenta en asegurar el abastecimiento eficiente del suministro de energía para el desarrollo de las diversas actividades económicas nacionales. Otro aspecto, desde el punto de vista económico, es la evolución de la demanda de electricidad porque resulta un instrumento que permite predecir el nivel de actividad económica en el corto plazo, esto debido al alto nivel de correlación que existe entre ambas. Por otro lado, las empresas del sector eléctrico aportan en la recaudación de impuestos, y tienen una mayor relevancia en este rubro que en el nivel de actividad económica general. Esto se debe a que el cálculo del crecimiento del PBI incluye al sector informal, el cual no aporta a los ingresos tributarios del Estado. Asimismo, las inversiones realizadas en proyectos y ampliaciones en los distintos segmentos del sector eléctrico han mostrado un dinamismo superior al de la inversión total realizada en el país durante los últimos diez años. En el caso del empleo, el sector eléctrico no es intensivo en el uso de mano de obra por lo cual su demanda por trabajadores no representa un porcentaje significativo de la Población Económicamente Activa Ocupada. Finalmente, las empresas del sector eléctrico que listan en la Bolsa de Valores de Lima han aportado en la mejora de las posibilidades de diversificación de los inversionistas del mercado de capitales nacional. Cabe mencionar que las actividades económicas relacionadas al sector son percibidas como de bajo riesgo; además de ser empresas respaldadas financieramente por grandes grupos económicos a nivel internacional.

20

2.1. EN EL VALOR AGREGADO El Valor Agregado Bruto (VAB) del país ascendió a 226,5 miles de millones de soles de 1994 en 2013, esto implica un crecimiento de 5,2% respecto al año previo. Por otro lado, el subsector electricidad y agua creció 5,6% en 2013, alcanzando aproximadamente 5 mil millones de soles de 1994. En este sentido, dicho subsector representó el 2,2% del PBI nacional en 2013, valor que corresponde también al promedio del período 1994-2013. A partir de 2002, se aprecia una reducción ligera pero sostenida en dicha participación, esto se debe a la gran expansión del sector minero entre 1994 y 2007, período en el que triplicó su participación en el PBI nacional.

Gráfico N° 8: Evolución del Valor Agregado del Subs ector Electricidad y Agua, y su participación en el VAB, 1994-2013 (millones de nuevos soles de 1994).

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013p1,5%

1,7%

1,9%

2,1%

2,3%

2,5%

2,7%

2,9%

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ones

de

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Sol

es (1

994)

% en el V

AB

Valor Agregado del Sector Eléctrico

Participación en el VAB

Fuente: INEI.14

El crecimiento del sector eléctrico está altamente correlacionado con el desempeño de la economía nacional (ver gráfico N°9). Esto se debe a que todas las actividades económicas requieren del uso de energía eléctrica en diversas intensidades, siendo los sectores minería e industrial los principales usuarios eléctricos. Por este motivo, la evolución del sector eléctrico es considerada un indicador líder del desempeño de la economía y suele ser utilizado para realizar estimaciones sobre la misma.

14 Series Nacionales – Estadística Económica. INEI.

21

Gráfico N° 9: Evolución de la tasa de crecimiento a nualizada del VAB y del sector eléctrico, 2003-2013 (%).

-2%

0%

2%

4%

6%

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03

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3

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6

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7

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9

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2

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13

jul-1

3

Var

. % m

ensu

alValor Agregado Bruto Valor Agregado del Sector Eléctrico

Fuente: INEI.15

En base a los datos históricos del INEI, se estimó16 la elasticidad entre el crecimiento de la demanda total de energía eléctrica y del PBI siendo aproximadamente 1,01 para el período 2002-2013, es decir, por cada 1% de crecimiento del PBI la demanda de electricidad creció, en promedio, 1,01% en dicho período. Esta sensibilidad está muy relacionada a la intensidad de uso de electricidad de la estructura productiva del país.

15 Series Nacionales – Estadística Económica. INEI. 16 Estimación efectuada por Macroconsult

22

2.2. EN LA RECAUDACIÓN La Superintendencia Nacional de Aduanas y Administración Tributaria (SUNAT) registró un crecimiento anual de 5,8% en los ingresos tributarios recaudados internamente en 2013. Según OSINERGMIN, para una muestra de 41 empresas del sector eléctrico, la contribución al fisco de estas en impuesto a la renta sería de S/. 953 millones en el 2013, valor superior en 70% a lo pagado en 2004.17 El segmento de generación contribuiría con el 65% del total, mientras que transmisión el 5%. El mayor crecimiento de los segmentos de generación y distribución se debe a que son los que experimentaron un mayor dinamismo en términos de inversión y ventas de energía eléctrica.

Gráfico N° 10: Ingresos tributarios por Impuesto a la Renta recaudados del sector eléctrico.

362

49

151

621

54

279

0

100

200

300

400

500

600

700

Generadoras Transmisoras Distribuidoras

Mill

ones

de

Nue

vos

Sol

es

2004 2013

Fuente: OSINERGMIN.

17 “Consultoría para el análisis y procesamiento de la información económica financiera 2012-2013” Elaborado por Gestión & Energía para OSINERGMIN.

23

2.3. EN LA INVERSIÓN NACIONAL La inversión en el sector eléctrico ascendió a US$ 2 223 millones en 2013. Si bien esta muestra una caída de 19% respecto a 2012, esto se debe a que el nivel de las inversiones en 2012 experimentó un crecimiento bastante significativo respecto al año previo gracias al desarrollo de importantes proyectos de inversión en generación y transmisión.18 Durante 2013, se realizó la fase final de inversión, pruebas y puesta en operación comercial de dichos proyectos lo cual explicaría la reducción en el monto de inversión privada en dicho año. Las inversiones en el sector eléctrico representaron el 3,9% de la inversión total realizada en el país durante dicho año. Asimismo, el crecimiento promedio anual de la inversión en dicho sector fue 23,9% durante el período 2004-2013, ritmo superior al experimentado por la inversión total que creció 20,9%. El 78,3% de la inversión en el sector eléctrico durante el período 2004-2013 fue realizada por empresas privadas, acumulando US$ 9 456 millones en dicho período. Las inversiones del sector privado representaron el 83% de la inversión total en el sector en 2013 (ver gráfico N°11). Asimismo, en el período 2004-2007 la inversión en el sector eléctrico creció a una tasa promedio anual de 24,7%; en el período 2008-2012 esta fue 34%.

Gráfico N° 11: Inversión privada y pública en el se ctor eléctrico, 2004-2013 (millones de US$).

155 163 130230 228

435 389238 272

379169 231 350

399634

742979

1 642

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1 843

324394

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1%

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2 500

3 000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013p

Participación (%

)M

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es d

e U

S$

Inversión Privada

Inversión Pública

Participación en la inversión total

Fuente: MEM y BCRP.19

El segmento de generación fue el más dinámico, representando el 58% de las inversiones acumuladas durante el período 2004-2013, mientras que la distribución tuvo una participación del 18,7% en dicha inversión (ver gráfico N°12). Esto s e explica por la necesidad de expansión de la oferta como respuesta a las perspectivas de crecimiento de la demanda de energía eléctrica, fruto del buen desempeño económico experimentado por el país. Cabe destacar que luego del proceso de privatización y desintegración vertical del sector eléctrico durante la década de los 90’s, la inversión tuvo un rápido crecimiento hasta 1999, año a partir del cual se experimentó una tendencia decreciente hasta el mínimo de US$ 235,4 millones, de estos sólo US$ 81,1 millones procedieron del sector privado (para mayor detalle ver Anexo 7.3.24.)

18 Entre los principales proyectos desarrollados en 2012 destacan la conversión a ciclo combinado de Chilca 1 y Kallpa, la

primera fase de las centrales termoeléctricas Santo Domingo de Olleros y Fénix, y la línea de transmisión de 500 kV Chilca-Marcona-Montalvo.

19 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP.

24

Gráfico N° 12: Inversión en el sector eléctrico por segmento, 2004-2013 (millones de US$).

324394

480

629

862

1 177

1 368

1 880

2 739

2 223

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013p

Mill

ones

de

US

$Electrificación Rural

Distribución

Transmisión

Generación

Fuente: MEM.

25

2.4. EN EL EMPLEO NACIONAL El empleo directo demandado por el sector eléctrico ha tenido un crecimiento moderado en los últimos 10 años, en promedio creció 1,5% anual.20 Esto se debe en parte, al ingreso de nuevas empresas al mercado en los últimos años y a la expansión de las actividades de empresas como Edegel, Enersur y Kallpa. Aun así, en términos agregados el aporte del sector al empleo nacional es pequeño debido a que no es intensivo en uso mano obra sino más bien en capital. Se estima que el número de trabajadores en el sector eléctrico alcanzó 6 769 trabajadores a setiembre de 2013. A nivel de segmento, las distribuidoras ostentan el mayor número de trabajadores, en promedio cuentan con el 61% de la mano de obra del sector; las generadoras el 31%, y las transmisoras el 8%.

Gráfico N° 13: Evolución del número de trabajadores por segmento, 2004-2013.

1 600 1 721 1 730 1 939 1 943 2 156 2 296 2 281 2 271 2 185

444 420 433431 456

469474 637 656 656

3 894 3 914 3 9943 977 4 028

4 1334 131 3 996 3 901 3 928

5 938 6 055 6 1576 347 6 427

6 7586 901 6 914 6 828 6 769

0

1 000

2 000

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8 000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013p

Núm

ero

de tr

abaj

ador

es

Generadoras Transmisoras Distribuidoras

Fuente: MEM.

20 No incluye todas las actividades relacionadas, tercerización e indirectos.

26

2.5. EN EL MERCADO DE CAPITALES Actualmente, 20 empresas eléctricas se encuentran listando en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), de las cuales 11 desarrollan la actividad de generación, 8 se dedican a distribución, y 1, a transmisión de energía eléctrica (ver cuadro N°1).

Cuadro N° 1: Empresas del sector eléctrico que list an en la BVL.

LiquidezDeuda/

Patrimonio

Rentabilidad de

Patrimonio

Duke Energy Egenor S.C.A. 2,29 0,80 13%

Edegel S.A.A. 1,02 0,70 13%

Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. 0,99 0,36 10%

Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A. - Egesur 9,19 0,04 3%

Empresa Eléctrica de Piura S.A. 1,78 1,09 22%

Empresa Electricidad del Perú - Electroperú S.A. 3,41 0,11 10%

Enersur S.A. 1,49 1,45 18%

Generandes Perú S.A. 22,09 0,00 9%

Kallpa Generación S.A. 1,35 2,43 17%

Peruana de Energía S.A.A. 3,65 0,05 5%

Shougang Generación Eléctrica S.A.A. 5,28 0,28 7%

Edelnor S.A.A. 0,57 1,60 20%

Electro Dunas S.A.A. 1,05 0,64 4%

Electro Puno S.A.A. 4,33 0,14 5%

Electro Sur Este S.A.A. (2011) 1,15 0,18 3%

Electronorte Medio S.A. - Hidrandina (2011) 0,61 0,37 4%

Electrosur S.A. 1,75 0,19 6%

Luz del Sur S.A.A. 0,79 1,04 22%

Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. - Seal (2011) 1,27 0,28 8%

Transmisión Red de Energía del Perú S.A. 0,62 1,37 10%

Segmento Empresa

Indicadores financieros (2012)

Generación

Distribución

Fuente: BVL.21 Además, el Índice General de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL), cuenta con la presencia de 3 empresas del sector, con una participación total de 6,54% en la cartera que compone dicho índice (ver cuadro N°2).

Cuadro N° 2: Participación de las empresas eléctric as en el IGBVL, en 2013.

Empresas Eléctricas

Participación (%)

Luz del Sur 2,67%

Edegel 2,36%

Edelnor 1,51%

Total 6,54%

IGBVL

Fuente: BVL.22

21 Información de empresas con valores listados. BVL

27

El Índice del Sector Eléctrico ha mostrado un buen desempeño en el período 2004-2013, acumulando un crecimiento de 538%, mientras que el IGBVL tuvo un crecimiento acumulado de 477%. Este menor desempeño se debe a la alta sensibilidad de dicho índice a la capitalización de los valores de las empresas mineras, principal componente de su cartera. En este sentido, el sector eléctrico representa una oportunidad de inversión menos volátil en el mercado de capitales, otorgándole cierta estabilidad al IGBVL y permitiendo la diversificación de la cartera de los inversionistas.

Gráfico N° 14: Evolución del IGBVL y del Índice del Sector Eléctrico, 2004-2013.

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

ene-

04

jul-0

4

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5

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6

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7

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8

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9

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10

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0

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11

jul-1

1

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12

jul-1

2

ene-

13

jul-1

3

Índice Sector E

léctricoIG

BV

L

IGBVL

Índice Sector Eléctrico(eje derecho)

Fuente: BVL.23

Las empresas privadas del sector suelen financiar sus actividades mediante la emisión de instrumentos de deuda en el Mercado Primario de la BVL; de estas empresas, el segmento más activo es el de distribución (Ver Anexo 7.2 para mayor detalle). Tres empresas del sector realizaron colocaciones por S/. 489 millones y US$ 10 millones en 2013, monto menor al alcanzado en 2012, año en el que se colocó S/. 585,6 millones y US$ 95 millones. Esto se debería, en parte, al incremento en la tasa de interés de financiamiento de los bonos corporativos emitidos, cuyo promedio pasó de 5,4% en 2012 a 6,2% en 2013. Esto también significó una reducción en la participación del sector en el valor total de las emisiones realizadas durante el año, pasando de 10,3% en 2012 a 2,3% en 2013.

22 Informe Bursátil Mensual. BVL. 23 Informe Bursátil Mensual. BVL.

28

3. PRINCIPALES ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO 2013

29

CCCCAPÍAPÍAPÍAPÍTULO 3TULO 3TULO 3TULO 3 El subsector eléctrico ha mostrado una evolución positiva y altamente dinámica durante los últimos años. Esto ha sido evidenciado por el gran crecimiento de la actividad de generación eléctrica, caracterizado por la expansión de la capacidad instalada y del nivel de producción. Esta situación acorde al dinamismo de la economía y su consiguiente efecto en la demanda de electricidad. Sin embargo, se aprecia un alto nivel de centralización de esta capacidad en la zona centro debido a la ubicación del gasoducto, que transporta el Gas Natural proveniente de los yacimientos de Camisea a la costa central del país. En el caso del sistema de transmisión, la expansión se ha realizado mediante mecanismos contractuales que estabilizan los ingresos y que se sustentan en la alta competencia del mercado, en las licitaciones. No obstante, se aprecia aún congestiones debido a la centralización de la generación en el centro y el alto crecimiento de la demanda en el norte y sur del país. Este proceso ha significado un deterioro en la eficiencia del sistema debido al incremento de las pérdidas en los sistemas de transmisión. Sin embargo, las inversiones públicas y privadas orientadas a modernizar el equipamiento y, expandir la red de transmisión (y su capacidad) tendrán un impacto positivo en el corto y mediano plazo, reduciendo las congestiones y pérdidas del sistema. La actividad de distribución ha sido beneficiada por el crecimiento del número de clientes regulados y libres, y por la mejora en los ingresos de la población, lo cual se ha visto traducido en el crecimiento sostenido de sus ventas. Asimismo, las principales empresas de distribución a nivel nacional, Edelnor y Luz del Sur, han tenido una participación muy activa en la emisión de títulos de deuda en el mercado de capitales, con lo cual han obtenido fondos para financiar sus actividades y realizar inversiones. Finalmente, las redes de distribución a nivel nacional han mostrado una reducción sostenida del porcentaje de pérdidas.

30

3.1. GENERACIÓN 3.1.1. POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO

NACIONAL La potencia instalada del mercado eléctrico peruano fue de 9 339 MW en 2013, de esta sólo el 2% correspondió a sistemas aislados. Esto supone un crecimiento de 13% respecto a 2012; la puesta en operación comercial de la reserva fría de Ilo y Talara, así como de la central térmica Santo Domingo de Olleros aportaron significativamente a dicho resultado. En el caso de las empresas con instalaciones de uso propio, ésta ascendió a 1 474 MW, lo cual equivale al 13,6% de la potencia instalada total del país. La potencia instalada de uso propio muestra una tendencia creciente, con una tasa de crecimiento promedio anual de 5,4% en el período 2004-2013, que refleja el mayor dinamismo de la minería en dicho período, actividad en la que se ha optado por buscar la seguridad en el suministro eléctrico debido a su relativo aislamiento respecto al SEIN. Sin embargo, el 93% de la potencia instalada de estos sistemas en 2013 es de fuente térmica, específicamente derivados del petróleo, lo cual supone un costo elevado respecto a los precios a los que se puede contratar energía en el mercado eléctrico, por este motivo parte de esas máquinas suelen ser utilizadas como unidades de emergencia.

Gráfico N° 15: Potencia instalada nacional 24 por tipo de servicio, 2004-2013 (MW).

5 096 5 221 5 625 5 990 5 9976 724

7 309 7 3148 267

9 339

920 9801 033

1 038 1 161

1 2631 303 1 369

1 432

1 474

6 016 6 2016 658

7 028 7 158

7 9868 613 8 683

9 699

10 812

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

2004

2005

2006

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2008

2009

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2011

2012

2013

MW

Mercado Eléctrico Uso Propio

Fuente: MEM

El crecimiento promedio anual de la potencia instalada del mercado eléctrico fue de 6,9% en el período 2004-2013. Esto refleja el dinamismo de la inversión privada en el SEIN en los últimos años, proceso que se ha visto favorecido por la creciente demanda y el suministro de Gas Natural de Camisea en la costa central del país. De este modo, la potencia instalada térmica ha crecido a una tasa promedio anual de 11,7% mientras que la hidráulica a 1,8% en dicho período (ver gráfico N°16). Cabe resaltar que este crecimiento se ha con centrado en la zona centro, específicamente en la región Lima, donde destacan las centrales ciclo combinado de Kallpa y Enersur, con capacidades instaladas de generación de 870 MW y 852 MW, respectivamente.

24 Incluye la capacidad instalada de centrales aisladas, las que pertenecen a COES y las que no pertenecen a

COES; además se incluye las centrales de los Autoproductores-Uso Propio.

31

Gráfico N° 16: Potencia instalada en el mercado elé ctrico25 por tecnología, 2004-2013 (MW).

2 969 3 119 3 128 3 145 3 152 3 183 3 345 3 357 3 381 3 498

2 126 2 1012 497 2 844 2 844

3 5403 964 3 956

4 806

5 760

80

80

5 096 5 2215 625

5 990 5 997

6 724

7 309 7 314

8 267

9 339

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

MW

Hidráulica

Térmica

Solar

Fuente: MEM

Por otro lado, la potencia efectiva a nivel nacional fue 9 940 MW en 2013 (ver gráfico N°17), esto equivale al 92% de la potencia instalada. En el caso de las centrales hidráulicas, su potencia efectiva es, en promedio, 94% su potencia instalada; mientras que la potencia efectiva de las centrales térmicas fue el 88% de la potencia instalada. Esta diferencia se debe a los mayores factores que intervienen en las condiciones de potencia efectiva de una central térmica, como son la presión y humedad atmosférica, y temperatura ambiente.

Gráfico N° 17: Potencia efectiva a nivel nacional p or tecnología, 2004-2013 (MW).

2 815 2 989 2 996 3 013 3 028 3 116 3 317 3 329 3 360 3 479

2 6022 621 2 877

3 338 3 320

4 140

4 682 4 7135 498

6 381

5 4185 611

5 873

6 352 6 349

7 256

8 000 8 043

8 939

9 940

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

MW

Hidráulica

Térmica

Fuente: MEM.

25 Incluye las centrales aisladas, las que pertenecen al COES y, las que no integran el COES.

32

3.1.2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA La producción de energía eléctrica en el mercado eléctrico ascendió a 40 688 GW.h en 2013. El crecimiento de la producción ha venido de la mano con el ritmo de crecimiento de la economía, así, la tasa de crecimiento promedio anual fue 6,7% en el período 2004-2013. Esto refleja el dinamismo experimentado por la economía nacional en la última década, favorecida en parte por el boom del precio de los metales y el desarrollo de la demanda interna. Sin embargo, el crecimiento de la producción ha sido liderado por la generación térmica, que alcanzó una tasa de crecimiento promedio anual de 14,6%, en comparación de la hidráulica que registró 2,7%.

Gráfico N° 18: Producción en el mercado eléctrico p or tecnología, 1995-2013 (GW.h)

11 540,6

CAGR 2004-2013: 2,7%

21 733,0

1 565,7

CAGR 2004-2013: 14,6%

18 756,6

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

GW

.h

Hidráulica

Térmica

Fuente: MEM Asimismo, la participación de las fuentes hidráulicas en la producción del mercado eléctrico fue de 54%, participación que, a pesar de estar muy relacionada a la evolución de la hidrología, ha experimentado una sostenida tendencia a la baja desde 2001, año en que llegó a 89,5% (ver gráfico N°19). Esto se debe, en parte, al menor cre cimiento de la potencia instalada de tecnología hidráulica en el mercado nacional y a la priorización del aprovechamiento de gas natural proveniente de Camisea por parte del sector eléctrico. En este sentido, el crecimiento de la participación de fuentes térmicas en la generación a gas natural, si bien resultan más caras que la hidráulica, sustituyen equipos térmicos de mayor costo de generación. En los años previos a Camisea, el despacho térmico estaba relacionado a unidades con fuente en derivados del petróleo que marginaban en la operación, es decir, abastecían de electricidad en hora punta o en época de estiaje. En cambio, actualmente las unidades térmicas con Ciclo Combinado suelen despachar en períodos de hora baja y media sin esto impactar drásticamente en los costos de operación del sistema y disminuyendo el riesgo hidrológico al suministro de electricidad.

33

Gráfico N° 19: Participación de las tecnologías de generación en la producción de energía eléctrica en el mercado eléctrico, 1995-2013 (GW.h).

88%

53%

12%46%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Par

ticip

ació

n (%

)

Hidráulica

Térmica

Fuente: MEM

Se puede apreciar que cerca del 50% de la generación hidráulica en 2013 fue generada por dos empresas: Electroperú y Edegel. Asimismo, las empresas Egenor y SN Power también tienen una participación importante, contando ambas con un nivel de generación similar (ver gráfico N°20). Además, existen diferencias significativas en la potencia instalada de estas empresas, entre las que destaca Electroperú, que cuenta con el Complejo Hidroeléctrico de Mantaro de 1 008 MW.

Gráfico N° 20: Generación hidráulica por empresa de l mercado eléctrico, en 2013 (GW.h).

Electroperú7 23933%

Edegel3 54516%

Egenor2 05310%

SN Power1 7748%

Egasa1 0805%

Enersur9484%

San Gabán7814%

Egemsa7133%

Otros3 60017%

Generación Hidráulica 2013: 21 733 GW.h

Fuente: MEM

34

Por otro lado, Enersur, Kallpa y Edegel aportaron el 86% de la generación térmica. Cabe destacar que las empresas mencionadas produjeron en base a Gas Natural y Carbón, fuentes de mínimo costo en el mercado (ver gráfico N°21).

Gráfico N° 21: Generación térmica por empresa del m ercado eléctrico, en 2013 (GW.h).

Enersur6 77136%

Kallpa5 45829%

Edegel4 01421%

Termoselva3912%

Egasa3392%

Otros1 78210%

Generación Térmica 2013: 18 757 GW.h

Fuente: MEM

Finalmente, la producción de las unidades de autogeneración fue de 2 690 GW.h en 2013, lo cual equivale a 6,2% de la producción nacional. Asimismo, la generación térmica representó el 77% de la autogeneración. A partir de 1996 se dio una significativa reducción de ésta, debido a la conexión de diversos usuarios eléctricos al SEIN. Sin embargo, a partir de 2003 se aprecia una tendencia creciente que está relacionada a la mayor actividad de autogeneración de las unidades mineras y de explotación de hidrocarburos (ver gráfico N° 22) . Gráfico N° 22: Producción de las unidades de autoge neración por tecnología, 1995-2013 (GW.h).

1 397,0

CAGR 2004-2013: 4,1%

607,2

2 376,8

CAGR 2004-2013: 6,1%

2 082,7

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

GW

.h

Hidráulica

Térmica

Fuente: MEM

35

3.1.3. MÁXIMA DEMANDA La máxima demanda del SEIN en el año 2013, es decir, el momento de mayor demanda simultánea en el sistema, se registró el día 11 de diciembre a las 20:15 y ascendió a 5 575 MW, presentando un crecimiento de 5,4% respecto a la máxima demanda del año anterior (ver gráfico N° 23). Esto refleja el incremento del equipamiento de los hogares y la industria, en especial de la minería y, en general, del nivel de actividad económica. La tasa de crecimiento promedio anual fue 6,5% en el período 2004-2013, así, en la última década la máxima demanda acumuló un crecimiento total de 78%.

Gráfico N° 23: Máxima demanda del SEIN, 2004-2013 ( MW).

3 1313 305

3 580

3 9664 199

4 3224 579

4 961

5 2915 575

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

14,0%

16,0%

18,0%

20,0%

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Var. %

Anual

MW

Máxima Demanda

Tasa de Crecimiento (eje derecho)

Fuente: MEM

Por otro lado, la cobertura de la máxima demanda por recurso energético en 2013 muestra una mayor participación de agua y gas natural (50,5% y 45,5%, respectivamente). El gas natural muestra un crecimiento de 11,5% en dicha cobertura debido a la mayor capacidad de generación de las centrales térmicas que operan con tecnología de ciclo combinado (ver Cuadro N° 3). Asimismo, no fue necesario el despacho en base a diésel, lo cual ha tenido un impacto positivo en el costo marginal de la operación.

Cuadro N° 3: Cobertura de la máxima demanda por rec urso energético, 2012-2013 (MW).

2012 2013

Agua 2 843 2 815 -1,0%

Gas Natural 2 276 2 538 11,5%

Carbón 96 132 36,9%

Residual 37 57 53,3%

Diesel 21 0 -100,0%

Bagazo 14 29 111,3%

Biogás 4 4 7,8%

Total 5 291 5 575 5,4%

AñoRecurso Variación

Fuente: COES.26

26 “Estadística Anual de la Operación – 2013”. COES.

36

3.2. BALANCE OFERTA Y DEMANDA El margen de reserva del SEIN fue de 32% en 2013, lo que representó una diferencia de 3,0% respecto al margen de 2012. Esto se explica por la expansión de 12,4% experimentada por la potencia efectiva, ritmo superior al crecimiento de la máxima demanda, que en dicho año fue 5,4%. Se pueden apreciar dos tendencias, en el período 2001-2008 la máxima demanda y la potencia efectiva crecieron a una tasa promedio anual de 6% y 2,5%, respectivamente, lo cual explica la reducción del margen de reserva. En el período 2009-2013, se aprecia una reversión en dicha tendencia, en el cual se experimentó un crecimiento de 6,5% y 9,1%, respectivamente. Lo último se explica por la mayor inversión en generación que se centralizó en Lima, específicamente, en las centrales térmicas ubicadas en el distrito de Chilca.

Gráfico N° 24: Balance de oferta y demanda en el SE IN, 2001-2013 (MW).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Margen de R

eserva (%)

MW

Potencia Efectiva

Máxima Demanda

Margen de Reserva (eje derecho)

Fuente: MEM y COES.27

El crecimiento de la demanda se ha visto impulsado por el dinamismo del sector minero, que representó aproximadamente el 34% de la demanda de electricidad en 2012; y el sucesivo incremento del coeficiente de electrificación a nivel nacional, que alcanzó 90% de los hogares en dicho año. Esto, complementado con una mayor intensificación del uso de energía eléctrica en la estructura productiva del país, ha sido la fuente del sostenido y dinámico crecimiento de la máxima demanda. Con el objetivo de responder a la expansión de la demanda, el sector privado ha liderado las inversiones en capacidad de generación aprovechando el suministro de gas natural en la zona centro del país. A partir de 2004, año en que inició la operación comercial de Camisea, la oferta mostró un mayor dinamismo, fenómeno que se ha visto ralentizado en los últimos años debido a las restricciones de transporte de gas natural desde Malvinas (los yacimientos de Camisea) hasta Lima.

27 “Estadística Anual de la Operación – 2013”. COES.

37

3.3. TRANSMISIÓN 3.3.1. EMPRESAS TRANSMISORAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Actualmente 9 empresas privadas cuentan con concesiones para la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema Garantizado de Transmisión (SGT), Sistema Principal de Transmisión (SPT) y el Sistema Complementario de Transmisión (SCT).

Cuadro N° 4: Empresas transmisoras de energía eléct rica, en 2013.

N° Nombre de la empresa

1 Consorcio Energético Huancavelica S.A.

2 Eteselva S.R.L.

3 Interconección Eléctrica ISA Perú S.A.

4 Etenorte S.R.L.

5 Abengoa Transmisión Norte S.A.

6 Abengoa Transmisión Sur S.A.

7 Red Eléctrica del Sur S.A.

8 Red de Energía del Perú S.A9 Consorcio Transmantaro S.A.

Fuente: MEM

3.3.2. LONGITUD DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN La longitud de líneas de transmisión a nivel nacional fue de 19 972 km, de los cuales el el 35,4% (7 065 km) y el 23,3% (4 663 km) correspondieron a líneas con niveles de tensión de 220 kV, 138 kV, respectivamente (ver Gráfico N° 25). Por otro l ado, las congestiones en el sistema de transmisión, debido al constante crecimiento de la demanda de energía eléctrica y la centralización de la capacidad instalada en la zona centro, han hecho necesaria su expansión y la construcción de líneas con mayor nivel de tensión. A la fecha, se tiene 611 km de líneas de transmisión en 500kV.

Gráfico N° 25: Longitud de las líneas de transmisió n a nivel nacional, 1995-2013 (km).

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

22 000

24 000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Long

itud

(km

)

500 kV

220 kV

138 kV

60 - 69 kV

30 - 50 kV

Fuente: MEM

38

3.3.3. MAPA DEL SEIN Y SISTEMAS AISLADOS 2013

Fuente: MEM

39

3.3.4. PÉRDIDAS Y CONGESTIÓN EN LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN El porcentaje de pérdidas de energía eléctrica en el SGT y SPT ascendió a 4,35% en 2013 (ver Gráfico N° 26). Como se puede apreciar, desde 1995 este porcentaje tuvo una tendencia decreciente. Esto fue favorecido por la expansión inicial del sistema luego de la privatización del segmento de transmisión por parte del Estado y por la mayor eficiencia de los operadores a través de la modernización del equipamiento y el planeamiento de la operación por parte del COES. Sin embargo, en los años recientes el gran crecimiento experimentado por la demanda en las zonas sur y norte significó la necesidad de exportar energía a dichas zonas desde la zona centro, área en la que se centralizó la expansión de la capacidad instalada. Por este motivo, se experimentaron congestiones en la red de transmisión las cuales explican, significativamente, el reciente incremento del porcentaje de pérdidas en los sistemas de transmisión.

Gráfico N° 26: Pérdidas de energía eléctrica en el SGT y el SPT, 1995-2013 (%).

3,7 3,63,4

2,92,8

2,52,3 2,3

2,1

1,8 1,9 1,9

2,2 2,12,2

2,7

2,9

4,3 4,4

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

%

Porcentaje de pérdidasde energía eléctrica

Fuente: COES

En el caso del enlace centro a norte, la construcción y puesta en operación de la línea 500 kV Zapallal - Trujillo ha permitido la progresiva reducción de congestiones en los flujos de la línea 220 kV Paramonga-Chimbote. Sin embargo, respecto al enlace centro a sur, desde el 2013 se ha registrado la congestión de la línea 220 kV Mantaro-Socabaya debido al incremento de la transferencia de energía del centro hacia el sur. Se espera que la necesidad de importaciones de energía del sur del país y de otros proyectos que sean definidos en el Plan de Transmisión propicien la descongestión paulatina del sistema de transmisión y favorezcan la reducción progresiva del nivel de pérdidas. En el caso del enlace centro a norte, la construcción y puesta en operación de la línea 500 kV Zapallal - Trujillo ha permitido la progresiva reducción de congestiones en los flujos de la línea 220 kV Paramonga-Chimbote. Sin embargo, respecto al enlace centro a sur, desde el 2013 se ha registrado la congestión de la línea 220 kV Mantaro-Socabaya debido al incremento de la transferencia de energía del centro hacia el sur. Se espera que la puesta en operación de la línea 500 kV Chilca – Marcona – Montalvo y de otros proyectos en 500 kV y en 220 kV, que están incluidos en el Plan de Transmisión, propicien la descongestión paulatina del sistema de transmisión y favorezcan la reducción progresiva del nivel de pérdidas (ver Gráfico N° 27).

40

Gráfico N° 27: Flujos de energía eléctrica respecto a la máxima capacidad nominal de la línea, 2011-2013 (%).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

2011 2012 2013

%

Mantaro - Socabaya (zona centro a sur)

Paramonga - Chimbote (zona centro a norte)

Fuente: COES

41

3.4. DISTRIBUCIÓN 3.4.1. NÚMERO DE CLIENTES Las empresas de distribución contaron con 6 149,5 miles de clientes en 2013. De estos, sólo 270 fueron clientes libres, con contratos de suministro de energía eléctrica (PPA’s por sus siglas en inglés) firmados principalmente con Edelnor (64) y Luz del Sur (22). Asimismo, Edelnor, Luz del Sur e Hidrandina contaron con aproximadamente 48% del total de clientes del segmento, esto se debe a la alta densidad demográfica registrada en sus áreas de demanda, en las cuales se ubican ciudades importantes como Lima, Trujillo y Chimbote.

Gráfico N° 28: Participación de las empresas de dis tribución en el número de clientes a nivel nacional, en 2013 (%).

Edelnor20%

Luz del Sur16%

Hidrandina12%Electrocentro

10%

Electronoroeste7%

Electro Sur Este7%

Otros28%

Total de clientes: 6 149 373

Fuente: MEM

42

3.4.2. MAPA DE CONCESIONES DE DISTRIBUCIÓN

Fuente: MEM

43

3.4.3. PÉRDIDAS EN DISTRIBUCIÓN El porcentaje de pérdidas en las redes de distribución mostró una tendencia decreciente en el período 1995-2013, pasando de un máximo de 19,7% en 1995 a 7,3% en 2013. Esto ha sido producto de las inversiones del sector distribución en la modernización de equipos y ampliación de redes. Asimismo, las empresas que presentan un mayor nivel de eficiencia en este aspecto son las localizadas en Lima: Edelnor y Luz del Sur. Nótese, que a diferencia del caso de transmisión, las redes de distribución se desempeñan a nivel local, por este motivo las empresas de distribución pueden ampliar su capacidad a medida que crezca su red y se incrementa el número de usuarios y el nivel de carga al que deben suministrar energía eléctrica.

Gráfico N° 29: Pérdidas en distribución, 1995-2013 (%). .

19,7

17,0

14,5

12,411,3

10,49,7

9,1 9,1 8,7 8,4 8,6 8,2 8,0 7,9 7,8 7,7 7,6 7,3

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

%

Pérdidas en Distribución (%)

Fuente: MEM

44

3.5. COMERCIALIZACIÓN, PRECIOS Y TARIFAS 3.5.1. COSTO MARGINAL Y TARIFA EN BARRA El promedio del costo marginal de corto plazo fue US$ 26,5 por MW.h en 2013, lo cual representó una disminución de 14% respecto al promedio de 2012. Esto se debe a la mayor participación del gas natural de Camisea en la generación eléctrica, lo cual supuso una menor necesidad de uso de derivados del petróleo para abastecer a la demanda en hora punta. La conversión a ciclo combinado de las centrales térmicas Chilca 1 y Kallpa, en el último trimestre de 2012, fueron determinantes para este resultado. Nótese que el costo marginal se ha estabilizado respecto a los años 2006 y 2008, en los cuales el menor despacho hidráulico propició el uso de derivados del petróleo para satisfacer la creciente demanda. La aprobación del Decreto de Urgencia N° 049-2008, en la cual se establece que el cálculo de los costos marginales se realizará asumiendo que no existen restricciones de transmisión de electricidad ni de transporte de gas natural, también favoreció su estabilización a partir del año 2009. Asimismo, el costo marginal de corto plazo es utilizado como precio en el mercado spot de energía, al cual acceden las generadoras para realizar retiros sin contratos. En este sentido, la estabilización de este ha permitido la reducción del riesgo asumido por los agentes en dicho mercado. Por otro lado, la tarifa en barra ha mostrado un comportamiento relativamente estable en el período de análisis. Esta mantuvo un promedio de US$ 40,2 por MW.h en 2013, representando un crecimiento de 3% respecto al promedio de 2012. El incremento experimentado en el período 2010-2013, en el cual registra un crecimiento promedio anual de 10,2% se debe al incremento en los costos de generación (actualización del precio del gas natural de Camisea), el precio de la potencia y la inclusión de diversas compensaciones por seguridad de suministro en el peaje de transmisión que son asumidas por los usuarios eléctricos. Finalmente, las tendencias del tipo de cambio tienen un efecto significativo en las fluctuaciones que se puedan apreciar en los dos precios.

Gráfico N° 30: Costo marginal de corto plazo y tari fa en barra, 2008-2013 (US$ por MW.h).

0

50

100

150

200

250

ene-

06

mar

-06

may

-06

jul-0

6

sep-

06

nov-

06

ene-

07

mar

-07

may

-07

jul-0

7

sep-

07

nov-

07

ene-

08

mar

-08

may

-08

jul-0

8

sep-

08

nov-

08

ene-

09

mar

-09

may

-09

jul-0

9

sep-

09

nov-

09

ene-

10

mar

-10

may

-10

jul-1

0

sep-

10

nov-

10

ene-

11

mar

-11

may

-11

jul-1

1

sep-

11

nov-

11

ene-

12

mar

-12

may

-12

jul-1

2

sep-

12

nov-

12

ene-

13

mar

-13

may

-13

jul-1

3

sep-

13

nov-

13

US

$/M

W.h

Costo Marginal de Corto Plazo

Tarifa en Barra

Fuente: MEM

45

3.5.2. PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA El precio medio de la energía eléctrica ascendió a US$ 99,4 por MW.h en 2013. Este ha mostrado una tendencia creciente entre 2004 y 2013, período en el que presentó una tasa de crecimiento promedio anual de 4,6%. Este comportamiento ha sido impulsado principalmente por el mercado regulado desde el año 2007. En el período 2007-2013 el precio medio creció a una tasa promedio anual de 5,0%, mientras que en el mercado libre el crecimiento fue de 4,4%. Esta diferencia se debe al procedimiento de regulación de la tarifa en barra realizado por OSINERGMIN, el cual considera como variables de actualización el Índice de Precios al por Mayor, tipo de cambio, y, adicionalmente, los nuevos cargos por seguridad energética incluidos en el Peaje por Transmisión, costos asumidos parcialmente por el consumidor final. Asimismo, en muchos casos las empresas distribuidoras suministran energía a zonas en las cuales hay baja densidad de usuarios así como altos costos para la instalación de redes, lo cual supone una mayor transferencia de estos costos a los precios cobrados a los usuarios.

Gráfico N° 31: Precio medio por mercado, 1995-2013 (US$ por MW.h).

Fuente: MEM.

Esto se ha visto traducido en un mayor incremento en el precio medio cobrado por las empresas distribuidoras, en comparación con el de las generadoras. Cabe destacar que los contratos clientes libres, medio de venta de las generadoras, suelen considerar la actualización de los precios a través de fórmulas polinómicas, principalmente índices de inflación y el nivel de precios de combustibles utilizados en la actividad de generación eléctrica para su ajuste. Por este motivo se puede apreciar una mayor volatilidad en los precios medios de las empresas generadoras, nótese que en el 2008 este alcanzó el pico de US$ 67,2 por MW.h, para el año siguiente caer a US$ 55,6 por MW.h producto de la caída del precio de dichos combustibles debido a la crisis internacional. El precio medio de los segmentos de distribución y generación en 2013 fue US$ 119,8 y US$ 66,9 por MW.h, respectivamente (ver gráfico N°32).

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/ M

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Regulados

Libres

Total

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Gráfico N° 32: Precio medio por segmento, 1995-2013 (US$ por MW.h).

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2012

2013

US

$ / M

W.h

Distribuidoras

Generadoras

Fuente: MEM.

El sector industrial ha tenido el menor precio medio, US$ 74,8 por MW.h en 2013, que caracterizó porque parte importante de su demanda de electricidad se realizó a través del mercado libre(ver gráfico N°33). Por otro lado, los sectores comerci al, alumbrado público y residencial, con precios medios de US$ 111, US$ 142 y US$ 143 por MW.h, respectivamente, adquieren energía de las empresas distribuidoras, segmento que ha mostrado el mayor nivel de precios medios en el período de análisis.

Gráfico N° 33: Precio medio por sector, 1995-2013 ( US$ por MW.h).

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US

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W.h

Industrial

Comercial

Alumbrado Público

Residencial

Total

Fuente: MEM.

47

3.5.3. VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES FINALES Un total de 22 empresas de generación realizaron ventas a clientes finales en 2013; las cuales ascendieron a 13 841 GW.h y se concentraron en el mercado de clientes libres. Este mercado se encuentra relativamente concentrado en 4 empresas que tuvieron una participación de 71% en las ventas de dicho año: Edegel, Enersur, Kallpa y Electroperú. Esto se debe al alto nivel de contratación de su potencia firme, a través de PPA’s, con el que cuentan estas empresas. Nótese en el Cuadro N°5, que las empresas de generación no están autorizadas a realizar ventas directamente a clientes regulados.

Cuadro N° 5: Ventas de empresas de generación al me rcado eléctrico, en 2013 (GW.h).

Regulado Libre

1 Aguas y Energía Perú S.A. 69 69 0%

2 Bioenergía del Chira S.A.. 41 41 0%

3 Chinango S.A.C. 7 7 0%

4 Compañía Eléctrica El Platanal S.A. 695 695 5%

5 Compañía Hidroeléctrica Tingo SA 1 1 0%

6 Consorcio Energético Huancavelica S.A. 6 6 0%

7 Duke Energy Egenor S en C por A. 632 632 5%

8 EDEGEL S.A.A. 3 282 3 282 24%

9 Electroperú S.A. 1 382 1 382 10%

10 Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A. 291 291 2%

11 Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. 345 345 2%

12 Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A. 274 274 2%

13 Empresa Eléctrica de Piura S.A. 50 50 0%

14 Energía del Sur S.A. 2 516 2 516 18%

15 Generación Eléctrica Atocongo S.A. 2 2 0%

16 Hidroeléctrica Huanchor S.A.C. 15 15 0%

17 Kallpa Generación S.A. 2 474 2 474 18%

18 SDF ENERGÍA S.A.C. 134 134 1%

19 Shougang Generación Eléctrica S.A.A. 368 368 3%

20 SN Power Perú S.A. 874 874 6%

21 Sociedad Minera Corona S.A. 69 69 0%

22 TERMOSELVA S.R.L. 314 314 2%

13 841 13 841

Participación (%)

Total

N° Nombre de la empresaMercado

Total

Fuente: MEM

Por otro lado las 22 empresas de distribución a nivel nacional realizaron ventas a clientes finales que ascendieron a 22 102 GW.h en 2013, de las cuales el 91% se concentró en el mercado de clientes regulados ((ver cuadro N°6). La participac ión del segmento de distribución en la contratación de PPA’s con clientes libres es significativamente menor que en el caso de las empresas de generación. Esto se debe a que estas últimas pueden ofrecer precios que no incluyen la tarifa de distribución lo cual resulta atractivo para dichos clientes, en especial los grandes usuarios eléctricos. Las empresas Luz del Sur y Edelnor contaron con una participación conjunta de aproximadamente 60% de las ventas de energía del segmento, situación que se sustenta en sus respectivas áreas de distribución, las mismas que se encuentran circunscritas a la ciudad de Lima, ciudad en la que se concentra el mayor número de usuarios eléctricos a nivel nacional.

48

Cuadro N° 6: Ventas de empresas de distribución al mercado eléctrico, en 2013 (GW.h).

Regulado Libre

1 Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. 106 451 557 3%

2 Edelnor S.A.A. 5 607 862 6 469 29%

3 Electro Dunas S. A.A. 769 26 795 4%

4 Electro Oriente S.A. 463 31 494 2%

5 Electro Pangoa S.A. 2 2 0%

6 Electro Puno S.A.A. 281 281 1%

7 Electro Sur Este S.A.A. 464 131 595 3%

8 Electro Ucayali S.A. 231 231 1%

9 Electrocentro S.A. 854 854 4%

10 Electronoroeste S.A. 1 104 16 1 120 5%

11 Electronorte Medio S.A. - HIDRANDINA 1 579 72 1 651 7%

12 Electronorte S.A. 728 27 756 3%

13 Electrosur S.A. 332 332 2%

14 Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A. 79 79 0%

15Empresa de Distribución y Comercialización de Energía Elétcrica de San Ramón de Pangoa S.A.

1 1 0%

16 Empresa de Servicios Eléctricos Municipales de Paramonga S.A. 11 11 0%

17 Empresa Municipal de Servicio Eléctrico de Tocache S.A. 17 17 0%

18 Empresa Municipal de Servicios Eléctricos Utcubamba S.A.C. 10 10 0%

19 INADE - Proyecto Especial Chavimochic 16 16 0%

20 Luz del Sur S.A.A. 6 489 416 6 905 31%

21 Servicios Eléctricos Rioja S.A. 8 8 0%

22 Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A. 896 22 918 4%

20 047 2 055 22 102Total

TotalParticipación

(%)N° Nombre de la empresa

Mercado

Fuente: MEM

49

3.5.4. FACTURACIÓN La facturación a clientes finales ascendió a US$ 3 571,8 millones. El 74% de esta correspondió a las empresas distribuidoras, sin embargo sólo el 31% se dio por ventas en el mercado libre. Este mercado es el único al que pueden acceder las generadoras mediante contratos bilaterales con clientes libres y además es liderado por ellas gracias a los mejores precios ofrecidos, que no incluyen el cargo por distribución. Por otro lado, la facturación de los segmentos de distribución y generación tuvo una tasa de crecimiento promedio anual muy similar, esta se vio impulsada, principalmente, por el crecimiento de la demanda y del número de clientes.

Gráfico N° 34: Facturación a clientes finales por s egmento, 1995-2013 (millones de US$).

Distribuidoras

Generadoras

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1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

1995

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2005

2006

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2008

2009

2010

2011

2012

2013

Mill

ones

de

US

$

Fuente: MEM

Por grandes sectores, se puede apreciar que los sectores industrial y residencial representaron el 42% y 35% de la facturación total. Sin embargo, en el período 2004-2013, la facturación al sector residencial registró el mayor crecimiento (11.4%) impulsada por el crecimiento demográfico y de los ingresos de la población, lo cual fue beneficioso para las distribuidoras. El sector industrial, al cual pertenecen la mayoría de clientes libres, tuvo una tasa de crecimiento promedio anual de 10,7% en el mismo período, crecimiento que explica significativamente la evolución de la facturación de las generadoras (ver gráfico N°35).

50

Gráfico N° 35: Facturación a clientes finales por s ector, 1995-2013 (millones de US$).

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500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Mill

ones

de

US

$Alumbrado Público

Residencial

Comercial

Industrial

Fuente: MEM

51

4. ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO POR

REGIONES

52

CAPÍTULO 4CAPÍTULO 4CAPÍTULO 4CAPÍTULO 4 Si bien casi la totalidad de las regiones están interconectadas al SEIN, existe una clara heterogeneidad en el mercado eléctrico a nivel regional. Situación que se explica por las diferencias en la disponibilidad de fuentes de generación, ya sean cuencas hídricas aprovechables para la actividad de generación o acceso a ductos de transporte de gas natural; presencia de la red de transmisión del SEIN; localización y rubro de las principales actividades económicas; densidad poblacional o número de clientes; entre otros. La zona centro del país cuenta con ventajas respecto a los criterios previamente mencionados, por lo cual el desarrollo del sector en las regiones que la conforman han permitido que, actualmente, concentre gran parte de capacidad instalada de generación eficiente hidráulica y térmica (gas natural de Camisea), con lo cual destacan regiones como Lima (4 847 MW), Huancavelica (1 024 MW), Callao (610 MW) y Junín (446 MW) en 2013. En contraste, regiones en las cuales las principales actividades económicas se desarrollan en zonas remotas, como es el caso de la minería en la sierra y de la explotación de hidrocarburos en la selva, cuentan con una mayor presencia de unidades de auto generación. Estas diferencias también se expresan en el consumo regional de energía, Lima concentra el 44,5% de las ventas totales, el 56,6% de las ventas a clientes regulados y el 29% de las ventas a clientes libres en 2012. Arequipa, Ica, Moquegua y Ancash concentran gran parte del consumo de clientes libres fuera de la capital, estas regiones dan lugar a importantes operaciones mineras e industriales.

53

4.1. POTENCIA INSTALADA A nivel regional, la potencia instalada muestra un alto nivel de concentración en la zona centro del país. Sólo las regiones de Lima y Callao, que cuentan con un parque de generación principalmente térmico, representan el 41% de esta. Esta situación se sustenta debido a la disponibilidad de suministro de gas natural de Camisea, lo cual ha favorecido la instalación de diversas centrales que aprovechan este recurso energético. Huancavelica es la segunda región que cuenta con el Complejo Hidroeléctrico de Mantaro, el más grande del país. Por otro lado, entre las regiones de la zona norte destacan Piura, Ancash y La Libertad. Estas cuentan con una potencia instalada principalmente térmica en base a derivados del petróleo. Cabe destacar que en el caso de La Libertad el 58% de dicha potencia instalada corresponde a unidades de autogeneración de las empresas mineras y agroindustriales. Situación similar se da en el caso de Loreto, región en la cual el 76% de la potencia instalada corresponde a autogeneración. Esto se debe a las dificultades para conectar a las unidades de explotación y exploración de hidrocarburos que realizan actividades en la región, debido a las características geográficas de la zona. En el caso de las regiones de la zona sur, destaca Arequipa con un portafolio de generación relativamente diversificado. Moquegua y Tacna también cuentan con una significativa participación de instalaciones de autogeneración debido a la presencia de importantes proyectos mineros en la zona.

Gráfico N° 36: Potencia instalada por regiones, en 2013 (MW)

4 847

1 024

610495 490 451 446 427

334 243 243 231

971

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

Lim

a

Hu

an

cav

eli

ca

Ca

lla

o

Piu

ra

Are

qu

ipa

Mo

qu

eg

ua

Jun

ín

An

cash

Lore

to

La L

ibe

rta

d

Uca

ya

li

Ica

Otr

os

MW

Hidraúlica Térmica Solar Eólico

Fuente: MEM

54

4.2. GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA En el caso de la generación de energía eléctrica a nivel regional, esta no refleja necesariamente los niveles de potencia instalada visto previamente. Esto se debe a que, en el caso del mercado eléctrico, el COES se encarga de programar el despacho de las centrales que son parte del SEIN en base a una política de operación al mínimo costo. Por este motivo, regiones como Junín, Ancash, Pasco, Cajamarca y Cusco pasan a tener mayor relevancia en términos de generación gracias a que cuentan con centrales hidroeléctricas, tecnología con prioridad en la operación programada por el COES debido a su mínimo costo variable. Aun así, la zona centro, liderada por Lima, Huancavelica y Callao, concentra el 67% de la producción total de energía eléctrica que en 2013 fue 29 111 GW.h. Nótese que el 70,4% de la generación de la región Lima se dio en base a fuentes térmicas, particularmente Gas Natural de Camisea. Las principales centrales térmicas de dicha región (Kallpa, Chilca 1 y Ventanilla) operan con tecnología de ciclo combinado, la cual cuenta con prioridad en el despacho del sistema, debido a su bajo costo variable, y les permitió abastecer aproximadamente el 40% de la demanda de energía eléctrica en 2013. Por otro lado, de las regiones con buena participación de unidades de autogeneración en su capacidad instalada, sólo Loreto permanece entre las regiones con mayor nivel de generación. Esto se debe a que la dificultades para acceder a los mercados eléctricos de su sistema aislado y/o del SEIN hace necesario el despacho de máquinas generadoras de uso propio para el abastecimiento de las empresas que realizan actividades de explotación y exploración de hidrocarburos. En cambio, el resto de regiones como La Libertad, Lambayeque, Moquegua y Tacna cuentan con un mayor nivel de penetración del SEIN, lo cual posibilita a las mineras y agroindustriales el acceso al mercado eléctrico para abastecerse de electricidad. Con esto, parte significativa de la demanda es satisfecha por las centrales ubicadas en el centro y las centrales más eficientes de las zonas norte y sur, el remanente reflejaría la producción de unidades ubicadas en zonas con restricciones de transmisión o aisladas del mercado eléctrico.

Gráfico N° 37: Generación de energía eléctrica por regiones, en 2013 (GW.h)

18523

7270

33182751

1615 13661091 1060 1055 962 863 815

2689

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

Lim

a

Hu

an

cav

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ca

Ca

lla

o

Jun

ín

An

cash

Are

qu

ipa

Lore

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Mo

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eg

ua

Pa

sco

Ca

jam

arc

a

Cu

sco

Pu

no

Otr

os

GW

h

Hidraúlica Térmica Solar Eólica

Fuente: MEM

55

4.3. VENTAS DE ENERGÍA Las ventas de energía por regiones reflejan el nivel de actividad económica y la demografía en las regiones. Así, de los 35 944 GW.h vendidos en 2013, Lima concentra el 44,5% de las ventas totales, el 71,1% de las ventas a clientes regulados y el 28,9% de las ventas a clientes libres. Cabe destacar que regiones como Arequipa, Ica, Moquegua y Ancash cuentan con una importante participación de clientes libres en el volumen de ventas, esto se debe a que dan lugar a importantes operaciones mineras e industriales. En términos agregados, el 55,8% de las ventas de energía eléctrica estuvieron destinadas al mercado de clientes regulados.

Gráfico N° 38: Ventas de energía eléctrica por regi ón y mercado, en 2013 (GW.h).

15 952

2 6742 141 1 915 1 873 1 855 1 512 1 265 1 057 1 041 994 640 608 447

1 971

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

Lim

a

Are

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La L

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amar

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Pas

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Lam

baye

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Pun

o

Otr

os

GW

.h

Clientes Regulados Clientes Libres

Fuente: MEM

56

4.4. NÚMERO DE CLIENTES En 2013 se registró la existencia de aproximadamente 6 149 miles de clientes, de los cuales sólo 270 fueron clientes libres. En el caso de los clientes regulados, el 34% de estos pertenecieron a la región Lima, lo cual refleja la alta densidad poblacional de la región en comparación con el resto del país. Piura, La Libertad y Arequipa cuentan con una participación conjunta de aproximadamente 18% y muestran un mercado regulado de similares dimensiones. Las 11 regiones que se muestran en el gráfico N° 39, con m ayor número de clientes regulados representaron el 79% del total nacional. Esto no sólo refleja la heterogeneidad demográfica de las regiones sino también diferencias en los coeficientes de electrificación.

Gráfico N° 39: Número de clientes regulados por reg ión, en 2013

Lima; 2 092 322; 34%

La Libertad; 366 172; 6%

Piura; 364 403; 6%

Arequipa; 359 751; 6%Junin; 291 890; 5%

Cusco; 279 582; 4%

Lambayeque; 265 626; 4%

Ancash; 233 691; 4%

Puno; 227 883; 4%

Callao; 214 696; 3%

Ica; 186 910; 3%

Otros; 1 266 317; 21%

Total Clientes Regulados 2013: 6 149 244

Fuente: MEM

En el caso de los clientes libres, estos fueron 270 en el año 2013. Al igual que en el caso de los clientes regulados, la región Lima, junto con Callao, concentran el 60% del total. Esto se debe a la gran presencia de actividad industrial en dicha zona. Por otro lado, las regiones de Arequipa, Ica, Cusco, Junín, Piura y La Libertad destacan conteniendo, en conjunto, el 29% del total de clientes libres. En estas regiones se observa una gran presencia de actividades mineras, agroindustriales e industriales, principales demandantes del mercado eléctrico (ver Gráfico N°40).

57

Gráfico N° 39: Número de clientes libres por región , en 2013

Lima; 113; 45%

Callao; 37; 15%

Arequipa; 17; 7%

Ica; 15; 6%

La Libertad; 11; 4%

Junin; 11; 4%

Cusco; 11; 4%

Piura; 10; 4%

Pasco; 9; 4%Huancavelica; 7; 3%

Lambayeque; 6; 2% Ancash; 6; 2%

Total Clientes Libres 2013: 270

Fuente: MEM

58

5. IMPULSO DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES

59

CAPÍCAPÍCAPÍCAPÍTULO 5TULO 5TULO 5TULO 5 En el marco de la política energética, el subsector electricidad mantiene un desarrollo sostenible, de tal manera que progresivamente se ha venido incorporando al parque de generación, los recursos energéticos renovables no convencionales - RERNC; en línea con el avance que estas tecnologías han tenido en el mundo. La preocupación por el medio ambiente y la diversificación de la matriz energética han sido las principales motivaciones para las reformas llevadas a cabo por el Gobierno con el fin de, paulatinamente, hacer viable un parque generador diversificado que aproveche la energía eólica, solar, biomasa y geotérmica. A la fecha, se han realizado tres licitaciones de suministro con energía RERNC las cuales suman un total aproximado de 882 MW de potencia instalada adjudicada. Cabe indicar que actualmente las RER Aun así, esto es un nivel muy bajo respecto al potencial RERNC, sólo el potencial eólico asciende a 77 000 MW.

60

5.1. RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES (RER) Las fuentes de energía renovable se pueden clasificar en energías renovables convencionales y no convencionales. En el primer caso, se consideran básicamente a las grandes centrales hidroeléctricas; mientras que en el segundo caso, se consideran a las centrales eólicas, centrales solares, centrales geotérmicas, centrales de biomasa, centrales mareomotrices y las pequeñas centrales hidroeléctricas. Esta sección se enfocará en la importancia de las energías renovables no convencionales (RERNC).

Los RERNC poseen múltiples beneficios, los cuales se pueden resumir en:

� Seguridad y Diversidad Energética: Las tecnologías renovables no convencionales contribuyen a la seguridad energética al proveer mayor diversidad en la oferta de energía.

� Energía Limpia: Reduce las emisiones de CO2 y ayuda a reducir la contaminación producida por el uso de fuentes fósiles.

� Bajos costos de operación: Una vez instaladas, los sistemas de energía solar y eólica operan a costos operativos muy bajos.

No obstante, las centrales que operan con dichas tecnologías pueden generar problemas ecológicos particulares, por ejemplo: las turbinas aéreas de las centrales eólicas pueden resultar peligrosas para las aves y generan externalidades como el ruido en la producción. Adicionalmente presentan una serie de inconvenientes económicos que limitan su competitividad en costos: � Altos costos de inversión: Requieren de inversiones iniciales significativas por el alto

costo de este tipo de tecnología. � Variabilidad: Las RERNC son sensibles a shocks climáticos, por lo tanto presentan bajo

factor de carga.

61

� Ubicación del recurso: La generación en base a RERNC está condicionada a la ubicación geográfica de sus fuentes de energía. Esto implicaría mayores costos de transmisión si estas se encuentran aisladas.

62

5.2. TENDENCIAS GLOBALES DE LOS RER NO CONVENCIONAL ES El uso de fuentes de energía no convencionales ha comenzado a ser de gran interés mundial, gracias a las oportunidades de diversificación de la matriz energética que ofrecen y por la mayor conciencia en los países respecto al cuidado del medio ambiente. Respecto a esto, se han suscrito diversos compromisos internacionales como el protocolo de Kyoto (1997), el acuerdo de Copenhague (2009) y la plataforma de Durban (2011) con el fin de mitigar los efectos del cambio climático. 5.2.1. TENDENCIAS GLOBALES DE LOS RER NO CONVENCIONALES Según la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés), la generación eléctrica mundial con RERNC presentó un crecimiento promedio anual de 8,63% entre 1990-2010, superior al crecimiento promedio de otras fuentes de energía: combustibles fósiles (2,81%), hidroeléctrica convencional (2,22%) y nuclear (1,52%). Este crecimiento se aceleró desde 2004 debido a las políticas energéticas renovables adoptadas, principalmente, por EE.UU, Alemania, China y Europa. No obstante, la producción en base a RERNC aún no logra una participación importante en la generación eléctrica mundial, representó el 3,8% de la generación mundial en 2010, lo cual indica que la generación RERNC se encuentra en una etapa incipiente pero con alto dinamismo en su crecimiento.

Gráfico N° 40: Generación de energía eléctrica mund ial por fuente, 1990-2010 (TW.h).

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

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22 000

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1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

TW

.h

Fósil

Hidroeléctrica

Renovable No Convencional

Nuclear

CAGR (1990-2010): 3%

CAGR (1990-2010): 3%

Fuente: EIA.28

La generación proveniente de RERNC a nivel internacional muestra una mayor acogida hacia energías eólicas y solares. Dichas tecnologías pasaron de representar 13% y 1% del total de RERNC en 2000 a 45% y 4% en 2010, respectivamente (ver gráfico N°42). Este mayor posicionamiento se debe al reconocimiento de que las tecnologías que aprovechan los RERNC son menos contaminantes; y, además, la energía eólica presenta costos de inversión y mantenimiento cada vez más bajos. Cabe destacar que China es el país con mayor capacidad instalada en energía eólica (62,4 GW en 2011), logrando un crecimiento de 64% en 2011; estos resultados fueron impulsados por la promulgación de la Ley de Energías Renovables en 2005.

28 “International Energy Statistics”. EIA.

63

Gráfico N° 41: Participación de Energías Renovables No Convencionales por tecnología, 1990-2010.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Par

ticip

ació

n (%

)

Eólica

Solar y Mareomotríz

Geotérmica

Biomasa

2010: 43%

2010: 45%

Fuente: EIA.29

5.2.2. INCENTIVOS AL SECTOR La experiencia internacional indica que la implementación de políticas para la formación y promoción del mercado de ERNC requiere fijar metas sostenibles en el tiempo y establecer mecanismos de desarrollo para mejorar la competitividad de sus tarifas. Entre los mecanismos principales se encuentran los subsidios, las reducciones impositivas, los créditos preferenciales, las preferencias arancelarias a las importaciones de equipos de generación RER y/o respaldo financiero. Al respecto, los subsidios mantienen un rol predominante en las estrategias de política de muchos países. Los subsidios toman diversas formas, incluyendo cuotas de participación, créditos impositivos, el Renewable Portfolio Standard (RPS) y el Feed in Tariff (FIT); siendo los dos últimos los más difundidos.

Fuente: OSINERGMIN.30

29 “International Energy Statistics”. EIA. 30 “Reporte de Análisis Sectorial”. OSINERGMIN.

64

5.3. ENERGÍAS RENOVABLES EN EL PERÚ El crecimiento económico sostenido que viene experimentando la economía peruana, que a su vez genera una mayor demanda de energía eléctrica, requiere que la oferta de generación en los próximos años se adecue a la demanda, se diversifique y, además, fomente la preservación del medio ambiente. En tal sentido, promover que una parte importante de dicha oferta provenga de energías renovables no convencionales, es una opción más limpia y beneficiosa en términos ambientales. 5.3.1. MARCO NORMATIVO QUE PROMUEVE EL USO DE RER En mayo de 2008 se promulgó el Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad (D.L. N° 1002) y su resp ectivo Reglamento (D.S. N° 050-2008, en octubre) que busca promover la inversión privada en la producción de electricidad con RER no convencionales (incluye la generación con recursos hídricos con un potencia instalada menor a 20 MW). Esta ley contempla los siguientes incentivos a la inversión:

Fuente: Decreto Legislativo y Reglamento.

65

5.3.2. SUBASTAS RER DE SUMINISTRO DE ENERGÍA AL SEIN En el marco de la Ley de Promoción de la Inversión en Generación de Electricidad RER y conforme a su respectivo Reglamento, OSINERGMIN realizó desde 2010 hasta la fecha tres subastas de Suministro de Energía con RER al SEIN por un plazo de 20 años (ver ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. ). Cuadro N° 7: Licitaciones de Suministro al SEIN.

Primera Convocatoria

Segunda Convocatoria

Energía Requerida (GW.h/año) 1 314 427 1 981 1 620

Energía Adjudicada (GW.h/año) 887 104 1 153 1 278

Potencia Instalada Adjudicada (MW) 411 21 210 240

En operación (MW) 186 18 0 N.d.

Construcción (MW) 221 0 35 N.d.

Inversión Total (millones US$) 459 N.d.977

Primera LicitaciónSegunda

LicitaciónTercera

Licitación

Fuente: OSINERGMIN.31 La primera subasta adjudicó 411 MW a 37 proyectos con un precio promedio de US$ 80,5 por MW.h en 2010; algunos de ellos entraron en operación comercial en 2012 y 2013, los demás se incorporarán entre 2014-2016. Sin embargo, la primera subasta quedó parcialmente desierta por existir energía requerida no cubierta para tecnologías con biomasa y solar. En marzo de 2010 se adjudicaron 20,5 MW a 3 proyectos cuyo objeto fue completar dicha energía requerida no cubierta. La segunda subasta adjudicó 210 MW a 10 proyectos con un precio promedio de US$ 61,9 por MW.h en 2011 y entrarán en operación comercial a partir de 2014. Finalmente, la tercera subasta adjudicó 240 MW a 19 proyectos hidroeléctricos (< 20 MW) con un precio promedio de US$ 57 por MW.h en 2013 ((ver gráfico N°43).

Gráfico N° 42: Capacidad instalada (MW) y Precio pr omedio (US$/MW.h) por Subasta.

181

142

80

29

10290

16

2

240

0

50

100

150

200

250

0

50

100

150

200

250

300

Hidroeléctrica Eólica Solar Biomasa

Precio P

romedio (U

S$/M

W.h)

Cap

acid

ad In

stal

ada

Adj

udic

ada

(MW

)

Subasta 1 (MW) Subasta 2 (MW)

Subasta 3 (MW) Precio Pond.Subasta 1

Precio Pond. Subasta 2

Fuente: OSINERGMIN.32

31 Supervisión de Contratos - Proyectos del Sector Eléctrico - Información a diciembre de 2013. OSINERGMIN. 32 Sistema de Información de Energías Renovables. OSINERGMIN.

66

5.3.3. EVOLUCIÓN DE RER NO CONVENCIONALES EN EL PERÚ

A diciembre de 2013, existen 20 centrales de generación RER que producen electricidad en el SEIN, de las cuales 13 son pequeñas hidroeléctricas (< 20MW), 3 de biomasa y 4 centrales solares. La generación en base a RERNC superó los 1 000 GW.h en 2013, la cual representó 2,5% del total de la producción de electricidad. Al respecto, la generación hidráulica (< 20MW) obtuvo la mayor participación con aproximadamente 50% del total de la producción RER, seguida por la energía de biomasa (que incluye la C.T. de cogeneración Oquendo) con 33% y energía solar con 20% (para mayor detalle ver Anexo 7.3.25).

Gráfico N° 44: Generación Eléctrica RER mensual en Perú, 2012 – 2013 (GW.h).

0

20

40

60

80

100

120

ene-

12

feb-

12

mar

-12

abr-

12

may

-12

jun-

12

jul-1

2

ago-

12

sep-

12

oct-

12

nov-

12

dic-

12

ene-

13

feb-

13

mar

-13

abr-

13

may

-13

jun-

13

jul-1

3

ago-

13

sep-

13

oct-

13

nov-

13

dic-

13

GW

.h

Hidroeléctrica (< 20 MW) Biomasa Solar

Fuente: COES.33

La generación hidráulica (< 20 MW), entre enero de 2012 y diciembre de 2013, provino principalmente de las centrales Carhuaquero IV (16%), La Joya (15%), Huasahuasi I (12%) y Huasahuasi II (12%). Por otro lado, la generación con biomasa presentó una mayor participación de la central Paramonga que funciona a base de residuos agroindustriales (Bagazo de caña de azúcar). Por último, la generación solar presenta un crecimiento constante desde la puesta en marcha de las centrales Majes Solar, Repartición, Tacna Solar y Panamericana Solar a fines de 2012. Dichas centrales tuvieron una participación de 25%, 25%, 25% y 26% de total de la producción solar en 2013, respectivamente.

33 “Informe Mensual de la Operación del SEIN”. COES.

67

5.3.4. DISPONIBILIDAD DE RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES NO CONVENCIONALES EN EL PERÚ

El Plan de Desarrollo para las RER 2012- 2040 del MEM34 indica que la participación de las RERNC en la oferta de generación a mediano y largo plazo debe alcanzar 20%. El monto de inversión requerido para alcanzar dicha participación al 2040, se estima por el MEM en US$ 8 757 millones. 5.3.4.1. ENERGÍA EÓLICA El mayor potencial de energía eólica35 se encuentra en el litoral de la costa peruana debido a la fuerte influencia del anticiclón del Pacífico y a la Cordillera de los Andes, que generan vientos provenientes del suroeste en toda la región costera. Según el Atlas Eólico del Perú, desarrollado en 2008, se estima que el potencial eólico estaría sobre 77 000 MW y que en forma aprovechable pueden obtenerse más de 22 000 MW.

Gráfico N° 43: Mapa Potencial de Energía Eólica en Perú.

Fuente: MEM

34 Elaboración de la Nueva Matriz Energética Sostenible y Evaluación Ambiental

Estratégica, como Instrumentos de Planificación, enero 2012 35 Documento Promotor del subsector Eléctrico (2012)

68

5.3.4.2. ENERGÍA SOLAR Perú cuenta con altos niveles de radiación solar que hacen factible la implementación de parques solares para el abastecimiento de electricidad al SEIN como para sistemas aislados. La zona costera sur del país (Arequipa, Moquegua, Tacna) destaca al poseer un nivel de radiación solar entre 7 – 7.5 kW.h/m2. El potencial económico y técnico de los proyectos solares se vuelve cada vez mayor, debido a las normas peruanas, así como el avance tecnológico y la evolución decreciente de los costos en infraestructura.

Gráfico N° 44: Mapa Potencial de Energía Solar en P erú.

Fuente: MEM

69

5.3.4.3. ENERGÍA BIOMASA A la fecha no se han realizado estudios para determinar el potencial de capacidad instalada en biomasa para la generación eléctrica. Según el MEM, estimaciones basadas en registros de producción de residuos agroindustriales en 2009, indican que se puede obtener hasta 177 MW en centrales convencionales de biomasa y 51 MW con biogás. De acuerdo con el Diagnostico del Plan Nacional de Gestión Integral de Residuos Sólidos del Consejo Nacional del Ambiente, los residuos sólidos generados en el Perú tienen las siguientes características generales: • Ámbito municipal urbano: Aproximadamente 13 000 toneladas diarias (TMD).

o Composición: 55% material orgánico, 20% materiales reciclables y 25% materiales no

reciclables.

o Cajamarca, Arequipa, La Libertad, Piura y Lambayeque concentran el 25% de municipalidades que realizan el recojo de basura en rellenos sanitarios.

• Ámbito industrial: 4 700 TMD cuya composición es 81% material peligroso y 19% no peligroso.

Gráfico N° 45: Destino final de la basura recolecta da en 2008 (N° de municipalidades).

Fuente: MEM

70

5.3.4.4. ENERGÍA GEOTÉRMICA Perú posee un alto potencial geotérmico debido a su ubicación geográfica en el cinturón de fuego del Pacífico. Por ello, el país se caracteriza por la presencia de volcanes activos como el Coropuna (6 425 m), Sabancaya (6,000 m), Misti (5 825 m), Ubinas (5 672 m), Tutpaca (5,806 m), Ticsani (5 430 m), entre otros; cientos de volcanes inactivos; aguas termales y géiseres. De acuerdo con el Plan Maestro de Energía Geotérmica en el Perú (2012), el MEM estima un potencial geotérmico de 2 860 MW. Diversos estudios (que incluyen los de ElectroPerú, INGEMMET, entre otros.) definieron que la ubicación de los campos geotermales se concentra en 6 regiones: Cajamarca y La Libertad (Región I); Callejón de Huaylas (Región II); Churín (Región III); Zona Central (Región IV); Eje Volcánico del Sur – Arequipa, Moquegua y Tacna (Región V); y Cusco - Puno (Región VI).

Gráfico N° 46: Mapa con Manifestaciones Geotermales en Perú.

Fuente: MEM, INGEMMET.

71

6. COMPARACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO CON OTROS PAÍSES DE LATINOAMÉRICA

72

CAPÍCAPÍCAPÍCAPÍTULO 6TULO 6TULO 6TULO 6 Las reformas del sector eléctrico en los principales países de América Latina y el Caribe se centraron principalmente en la desintegración vertical de la industria y en el otorgamiento de incentivos a la inversión privada. No obstante, algunos países (como Venezuela, Ecuador y Bolivia) optaron por incrementar la presencia del Estado y por fomentar la integración en el sector. En el año 2012, Perú fue el 7mo país en términos de demanda de energía y de PBI, además se ha mantenido como uno de los países con menor intensidad de uso de energía eléctrica a pesar de los avances experimentados en la última década. Por otro lado, el país cuenta con una importante participación de generación hidráulica (51,5%) de la producción total, y un parque térmico a gas natural, carbón y RER que representó el 66,6% del total nacional; sin embargo, por la diversidad geográfica del país, el precio medio de la energía eléctrica en Perú es el cuarto de la muestra de países que se ha graficado. Cabe mencionar que países como Argentina y Venezuela cuentan con un esquema de control de precios que los ponen en una mejor posición en términos de precios respecto a Perú.

73

6.1. EL SECTOR ELÉCTRICO EN AMÉRICA LATINA Las reformas del sector eléctrico en los principales países de América Latina y el Caribe (ALyC) comenzaron desde inicios de los años ochenta y se profundizaron en los noventas en temas relacionados con la desintegración vertical de la industria e incentivos a la inversión privada. No obstante, algunos países (como Venezuela, Ecuador y Bolivia) optaron por incrementar la presencia del Estado y por fomentar la integración en el sector eléctrico en la última década.

Gráfico N° 47: Reformas en los principales países e n ALyC.

Reformas: Integración vertical y/o mayor participación estatal

2013200820072004200219961995199419921982

Chile Perú Colombia Brasil Brasil México

Argentina

Ecuador

Bolivia

Argentina Venezuela Ecuador

Bolivia

Reformas: desintegración vertical y/o pro mercado (mayor inversión privada)

Según la Corporación Andina de Fomento (CAF, 2013), en casi todos los países de América del Sur existen remuneraciones a la capacidad de generación separadas de las de energía (con la excepción de Brasil), y los precios spot resultan de los costos marginales obtenidos de modelos de optimización de la operación, que emplean costos variables de las centrales (con la excepción de Colombia, donde se emplean ofertas de precios de los generadores). En Argentina, Brasil y Uruguay existen cotas superiores explícitas a los precios spot. En Ecuador hay normas que fijan precios regulados para los contratos en base a la remuneración de costos. El mecanismo para asegurar el abastecimiento de electricidad a largo plazo son los contratos de suministro de electricidad, los cuales se complementan con el mercado spot de electricidad. Por otro lado, la transmisión en ALyC es planificada centralizadamente y las expansiones se realizan a través de mecanismos competitivos de adjudicación de obras, es decir, mediante procedimientos competitivos que adjudiquen su construcción y mantenimiento a la menor remuneración anual. En cuanto a la importancia de la electricidad en el consumo final de energía de ALyC, esta representó cerca de 16% en 2010 según la Organización Latinoamericana de Energía (Olade). El consumo de electricidad de ALyC, que en 2010 alcanzó cerca de 1 100 Terawatts hora (TW.h), representó 6% del consumo mundial de electricidad (18 466 TW.h) en dicho año, según EIA. Los principales consumidores de electricidad en ALyC son el sector industrial (44%); residencial (27%); comercial y servicios (22%); agro, pesca y minería (7%); transporte y otros. Los sectores que más participación obtuvieron en la estructura del consumo de electricidad son el residencial y comercial, pasaron de representar 44% en 2000 a cerca de 50% en 2010, mientras que en ese mismo periodo el sector industrial pasó de 51% a 44%, a favor de la mayor relevancia del sector primario exportador (minería, pesca, etc.) que pasó de 4% a 7%. El consumo de electricidad está muy relacionado con la actividad económica, medida mediante el Producto Bruto Interno (PBI) de los países. Es así que los países con mayor participación en el PBI de ALyC son también los que tienen mayor participación en el consumo de electricidad (ver gráfico N°50).

74

Gráfico N° 50: Importancia de los principales paíse s de ALyC en el PBI y en el Consumo de Electricidad, en 2010.

41,4%

19,3%

10,1%8,3%

4,9% 4,1%2,7%

9,3%

43,5%

21,3%

7,5%6,0% 5,8%

4,4%3,1%

8,4%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Bra

sil

Méx

ico

Arg

entin

a

Ven

ezue

la

Chi

le

Col

ombi

a

Per

ú

Otr

os

Par

ticip

ació

n (%

)

Participación en Consumo Electricidad

Participación en PBI

Fuente: FMI y EIA.36

En el siguiente gráfico se aprecia el tamaño relativo de los países en cuanto a su actividad económica (medida por su PBI en dólares en PPP) y su demanda de electricidad (medida en TW.h) para una muestra de 11 países de América del Sur y México en 2012 ((ver gráfico N°51).

Gráfico N° 48: PBI y Demanda de Electricidad de Pa íses Seleccionados, en 2012.

2 330

1 798

735

398

317

497

323

149

40

54

55

448

234

121

85

62

59

34

16

11

10

7

0 500 1 000 1 500 2 000 2 500

Brasil

México

Argentina

Venezuela

Chile

Colombia

Perú

Ecuador

Paraguay

Uruguay

Bolivia

Demanda Energia (TW.h)

PBI (Miles de Millones US$, PPP)

Fuente: FMI para PBI y diversas para demanda de electricidad.37

Asimismo, para esa misma muestra de países el consumo per cápita de electricidad se incrementó en 54% entre 2000 y 2012 y el PBI per cápita lo hizo en 73% en mismo periodo. Es decir, el

36 “World Economic Outlook” – Database. FMI. “International Energy Statistics”. EIA. 37 Para el detalle de fuentes por país ver Anexo 7.3

75

consumo per cápita de electricidad creció a una tasa promedio de 3,7% y el PBI per cápita en 4,7% en el mismo periodo. Perú que en 2000 estaba por debajo de Ecuador y Colombia, superó a Ecuador e igualó a Colombia en términos de la relación consumo de electricidad y PBI per cápita.

Gráfico N° 49: Relación entre el consumo per cápita de electricidad y el PBI per cápita.

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

300 600 1 200 2 400

PB

I per

Cáp

ita (

PP

P)

-U

S$

Consumo de Electricidad per cápita (kW.h/hab)

PBI per cápita promedio: 7,087 US$

Consumo de Electricidad per cápita:

1,407 kW.h/hab

Venezuela

Ecuador

Bolivia

Paraguay

Perú

México

ChileArgentina

Uruguay

Colombia

Brasil

Año 2000

4 500

6 500

8 500

10 500

12 500

14 500

16 500

18 500

500 1 000 2 000 4 000

PB

I per

Cáp

ita (

PP

P)

-U

S$

Consumo de Electricidad per cápita (kW.h/hab)

PBI per cápita promedio: 12,287 US$

Consumo de Electricidad per cápita:

2,170 kW.h/hab

Venezuela

Ecuador

Bolivia

Paraguay

Perú

México

ChileArgentina

Uruguay

ColombiaBrasil

Año 2012

Fuente: Banco Mundial, FMI y EIA.38

38 “Indicadores de Desarrollo Mundial”. BM. “World Economic Outlook” – Database. FMI. “International Energy Statistics”. EIA.

76

De acuerdo con el EIA, la generación de electricidad en ALyC se produce con fuentes más limpias y mostró mayor dinamismo que la generación eléctrica mundial. ALyC se caracteriza por tener una mayor participación hidráulica, por lo tanto, estos países se enfrentan al riesgo hídrico durante las épocas de estiajes (sequías) aunque es menos contaminante; mientras que a nivel mundial la generación se caracteriza por tener mayor participación de fósiles, en particular de carbón (principal fuente de generación de China que es el primer productor mundial de electricidad).

Gráfico N° 50: Generación eléctrica en el Mundo y A LyC, 1980 – 2010 (TW.h).

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

TW

.hFósil

Hidroeléctrica

Nuclear

RERNC

ALyC

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

TW

.h

Fósil

Hidroeléctrica

Nuclear

RERNC

MUNDO

Fuente: EIA.39

La generación de ALyC sumó aproximadamente 1 300 TW.h y la capacidad instalada alcanzó cerca de 310 gigawatts (GW) en 2010. La mitad de la capacidad instalada en ALyC es hidráulica, seguida por la térmica con 47% y nuclear con 1,4% (concentrado en tres países: Argentina, Brasil y México), según Olade. Los RERNC representan todavía un bajo porcentaje de la capacidad instalada en ALyC (cerca de 5%) y se concentran en geotérmica (principalmente en países del Caribe tales como: Costa Rica, El Salvador, Guatemala, México y Nicaragua) y eólica (en particular en Brasil, México, Chile, etc.). Brasil cuenta con el parque generador con mayor capacidad instalada de ALyC (con mayor participación hidráulica), seguido por México, Argentina, Venezuela, Chile, Perú, etc. De este

39 “International Energy Statistics”. EIA.

77

grupo de países, Paraguay sobresale por tener un parque generador complemente hidráulico y México por tener uno de los parques con mayor participación térmica ((ver gráfico N°54).

Gráfico N° 51: Capacidad instalada por fuente de ge neración de los principales países de ALyC,

en 2012.

120 973

63 195

31 056 27 723

18 32814 478

8 267 8 818 5 454 2 779 1 3850

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

Brasil

México

Argentina

Venezuela

Chile

Colom

bia

Perú

Paraguay

Ecuador

Uruguay

Bolivia

MW

Hidráulica

Térmica

Otros

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Brasil

México

Argentina

Venezuela

Chile

Colom

bia

Perú

Paraguay

Ecuador

Uruguay

Bolivia

Par

ticip

ació

n (%

)

Hidráulica Térmica Otros Fuente: Diversas.40

En términos de comercio exterior, Paraguay es el principal exportador de electricidad con destino a Brasil y Argentina, por lo tanto, estos dos últimos países son los principales importadores de electricidad de ALyC. Para la muestra de 11 países se estimó que el promedio ponderado del precio medio de electricidad (que incluye el precio de generación y tarifas de transmisión y distribución) se ubicó en

40 Para el detalle de las fuentes por país ver Anexo 7.3

78

cerca de US$ 110 por MW.h en 2012.41 Algunos países de la muestra, como son el caso de Argentina, Venezuela, etc. mantiene subsidios al sector eléctrico que se aplican a los precios de los combustibles empleados a la generación y a las tarifas a clientes finales ((ver gráfico N°55).

Gráfico N° 52: Precios medios de electricidad, en 2 012.

197

153

11399

9079 73 72

62

4125

0

50

100

150

200

250

Uruguay

Brasil

Chile

Perú

México

Ecuador

Argentina

Paraguay

Colom

bia

Bolivia

Venezuela

US

$/M

W.h

Fuente: Diversas.42

41 La ponderación del precio se realizó sobre la base de la participación de cada país en la demanda de electricidad. 42 Para el detalle de las fuentes por país ver Anexo 7.3

79

7. ANEXOS

80

7.1. ESTRUCTURA DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS LATINOAMERICANOS

7.0.1. BRASIL El sector eléctrico se encuentra segmentado (verticalmente desintegrado) en generación, transmisión, distribución, comercialización, importación y exportación con las reformas de 1995 (Ley 9074: Ley de Concesiones del servicio de energía eléctrica) y 2004 (LEY 10848: comercialización de energía eléctrica). El Estado federal controlaba el sector mediante empresas verticalmente integradas antes de 1995 para luego comenzar un proceso de privatización que no obstante dejó al Estado con un rol importante en el sector, mediante participación de Electrobras, en todos los segmentos del mercado (en particular, controla cerca de cuatro quintos de la generación hidroeléctrica). El Sistema Interligado Nacional (SIN), que cubre más de la mitad del territorio brasileño y casi la totalidad de la demanda eléctrica, está constituido por cuatro subsistemas: el subsistema Interligado Sudeste/Centro-Oeste atiene a la mayor demanda electricidad por concentración de población y producción industrial (es principalmente, importador de otros subsistemas y países vecinos como Paraguay). Luego están, por tamaño, los subsistemas Interligado Sur, Noreste y Norte. Además existen sistemas aislados en la región amazónica (más de dos quintos de territorio de Brasil) que atienden a una pequeña fracción de la demanda eléctrica (cerca de 2%). El sistema eléctrico brasileño es el más grande de ALyC por capacidad de generación (cerca de dos quintos de la capacidad instalada) y por extensión de líneas de transmisión (cuanta con más de 100 mil km de L.T. de tensión igual o superior a 230 kV). Es un sistema hidrotérmico cuya principal fuente de generación es hidráulica (aproximadamente 2/3 de capacidad instalada). Brasil cuenta con importante capacidad térmica sobre la base de biomasa (9 860 MW, fundamentalmente sobre la base de bagazo de caña de azúcar) y es uno de los tres países de ALyC que cuenta con energía nuclear (dos plantas nucleares con capacidad instalada de 2,007 MW). En cuanto a comercio internacional de electricidad, Brasil tiene acuerdos de interconexiones con Paraguay (remanente de la energía de la C.H. Itaipú de 14 000 MW y otro de 50 MW), Argentina (interconexión de 2000 MW que no se encuentran operativos), Venezuela (200 MW, no integrada al sistema interconectado) y Uruguay (de 70 MW).

Brasil (2012)

PBI (millones US$ PPP) 2 330 216 PBI per cápita (US$ PPP) 11 359 Población (millones) 198,66

Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) 448 117 Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab) 2 545 Máxima Demanda (MW) 72 706 Número de usuarios Regulados Libres

72 377 045 72 374 028

3 017 Potencia Instalada (MW) 120 973

Participación Hidráulica (%) 66% Participación Térmica (%) 27% Principal Fuente Térmica Gas Natural. Importada.

Generación Eléctrica (GW.h) 552 498 Hidráulica 415 342 Térmica 71 396

Margen de Reserva N.d.

Líneas de Transmisión (km) 106 444

(750, 600, 500, 440, 345 y 230 kV)

Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h) 152,65 Fuente: ANEEL, ONSE, FMI y BM.

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De acuerdo con la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), el organismo de regulación y fiscalización del sector eléctrico fundada en 1996, no existe remuneración a la potencia instalada que complemente los ingresos por contratos. Las expansiones de la capacidad de generación se realizan desde 2004 sobre la base de contratos de suministro de electricidad. El abastecimiento de distribuidoras se realiza en el ambiente de contratación regulada mediante subastas con tiempo de anticipación entre 3 y 5 años anteriores al año de inicio del suministro para nuevas centrales de generación (con plazos de contrato mínimo de 15 años y máximo de 30 años) y un año anterior para centrales existentes (con plazos de contrato mínimo de 5 años y máximo de 15 años). El marco regulatorio prevé que los generadores contraten bajo dos esquemas: Modalidad de cantidad de energía donde el generador asume el riesgo de la cantidad contratada y la modalidad de disponibilidad donde el riesgo de la cantidad es asumida por el distribuidor. El abastecimiento de los clientes libres (consumidores con demanda igual o superior a 3 MW conectados luego de julio de 1995 y anterior a esta fecha consumidores con tensión mayor o igual a 69 kV) se realiza en el ambiente de contratación libre a través de contratos bilaterales con generadores, comercializadoras e importadores. Brasil cuenta con incentivos para generación con fuentes renovables no convencionales ya sea dentro del Programa de Incentivos a las Fuentes Alternativas (PROINFA) desde 2002 o Subastas de Fuentes Alternativas desde 2007 (Decreto 6048). El estado mantiene la propiedad de mayor parte de la red troncal de transmisión (con tensión mayor o igual a 230 kV). Las expansiones son planificadas y realizadas mediante subastas con contratos de construcción, operación y mantenimiento con plazos de 30 años, los cuales son remunerados con un ingreso anual permitido revisados por el ANEEL cada 4 o 5 años (con reajustes anuales). La tasa de retorno real regulada es 6.64% (periodo 2013 – 2018) para empresas de trasmisión existentes hasta 1999 y 4.6% (actualizada cada 5 años) para las obras licitadas desde 2000. El segmento de distribución tiene alta participación privada aunque una parte de estados federales se mantiene en manos del estado. La regulación de las tarifas se realiza cada 4 años mediante esquemas de valor nuevo de reemplazo para activos (la tasa de retorno real regulada para los activos es 7.5%) y price cap para los costos de operación y mantenimiento (en particular, para los costos gerenciables o bajo control de la empresa). La planificación de la generación y transmisión está cargo de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) creada en 2004 y vinculada al ministerio de energía y minas. A parte de su principal función de realizar estudios y proyecciones de la matriz energética y aprovechamiento potencial de recursos, también realiza la obtención de licencias ambientales previas para las licitaciones de centrales hidroeléctricas y expansiones de transmisión. 7.0.2. MÉXICO El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se encuentra verticalmente integrado en generación, transmisión, distribución y comercialización a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), empresa estatal encargada exclusivamente de la prestación del servicio público de energía eléctrica (Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 1960). Asimismo el SEN cuenta con participación privada en el sector generación a través de permisionarios según lo estipulado en 1992 (Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica). El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) se encarga de coordinar la operación del sector. El Sistema Interconectado Nacional (SIN) es principalmente térmico (representa más de dos tercios del total de capacidad instalada), cuya principal fuente de generación es gas natural (más del 50% de la generación), seguido de residuales y carbón. Entre las principales centrales térmicas se encuentran: Petacalco (con casi 3 000 MW), Tuxpan (2 263 MW) y Tula (2 095 MW). México también produce electricidad sobre la base de energía nuclear (1365 MW, el cual representa poco más del 2% de la capacidad instalada), la cual se ubica en la región Sur-Sureste.

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Respecto a la comercialización internacional, el SEN se encuentra interconectado con Estados Unidos (Diablo-Paso del Norte de 115 kV y Azcárate-Reforma de 115 kV en Texas, ambos suman 200 MW; Laredo-Nuevo Laredo de 100 MW con tensión de 230 kV en Texas; entre otros). Belice (West-Chetumal de 40 MW, con tensión de 115 kV) y Guatemala (Los Brillantes-Tapachula de 120 MW, con tensión de 400 kV).

México (2012)

PBI (millones US$ PPP) 1 798 353 PBI per cápita (US$ PPP) 15 363 Población (millones) 117.06

Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) 234 219 Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab) 2 228 Demanda Máxima (MW) 38 000 Número de Usuarios N.d.

Regulados 36 399 804 Libres N.d.

Potencia Instalada (MW) 63 19543 Participación Hidráulica (%) 22% Participación Térmica (%) 72% Principal Fuente Térmica Gas Natural.


Margen de Reserva 31% Líneas de Transmisión (km) 95 957

(400, 230, 161, 138 y 115 kV) Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h) 90,19

Fuente: SENER, FMI y BM. El sector generación está conformado por el sector público y el privado. El sector público, que mantiene una alta participación en este sector, incluye a la CFE y a los Productores Independientes de Energía (PIE) quienes deben entregar la totalidad de su producción eléctrica a la CFE. En el caso de los PIE, el Estado asigna contratos de compraventa de energía a largo plazo a través de licitaciones donde los postores compiten vía precios (plazo 25 años en caso de centrales de ciclo combinado). Por otro lado, el sector privado agrupa a los permisionarios quienes pueden participar en este sector bajo la modalidad de cogeneración, autoabastecimiento, productor independiente, pequeña producción, exportación e importación de energía eléctrica. Estas modalidades se relacionan con la CFE mediante instrumentos de regulación (contratos de interconexión, convenios para el servicio de transmisión, entre otros) que son regulados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Los sectores de transmisión, distribución y comercialización se encuentran monopolizados por la CFE. Las redes de transmisión (red troncal con tensión de 230 kV y 400kV, red de subtransmisión con tensión de 69 kV a 161 kV) y distribución (2.4 kV a 34.5 kV) alcanzaron una longitud total de 845 201 km en 2011 (la distribución representa más del 75% del total). Las inversiones de ampliación en este sector son financiadas por el Estado, mientras que su construcción es realizada por privados. En diciembre de 2013, fue declarada constitucional la Reforma Energética, la cual contempla la apertura del sector generación a la inversión privada. En este sentido, los privados podrán vender directamente el servicio público de energía eléctrica a terceros sin que la CFE participe como intermediario. Asimismo, la CFE podrá celebrar contratos con privados para el mantenimiento, expansión y operación de los segmentos de trasmisión y distribución, sin que el Estado pierda el control exclusivo de ambos sectores.

43 La potencia instalada incluye a la CFE, a los PIE y a los permisionarios.

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7.0.3. ARGENTINA El sistema eléctrico se encuentra segmentado en generación, transmisión y distribución con la reforma de 1992. Luego de la crisis macroeconómica del 2001, se establecieron por normas (Ley 25.561 de Emergencia Económica en 2002) la pesificación de las tarifas (por lo tanto, se dejó sin efecto las cláusulas de ajuste e indexación) y se estableció un techo al costo marginal (Resolución SE 240/03). El estado mantiene una alta intervención en el sector. El Sistema Interconectado está constituido por el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que cubre las zonas norte y central del país, y el Sistema Interconectado Patagónico (SIP), que abarca el sur del país. Ambos sistemas están integrados desde marzo de 2006. El sistema eléctrico argentino es principalmente térmico sobre la base de gas natural y cuenta con energía nuclear (tres centrales nucleares con capacidad instalada de 1 005 MW) como fuente para generación eléctrica. En cuanto a comercio internacional de electricidad, Argentina mantiene interconexiones con Brasil (con una capacidad de 2 000 MW, que no se encuentra operativo), Chile (a través de la L.T 345 kV Andes-Salto), Paraguay (remanente de la represa binacional de Yacyretá de 3 200 MW) y Uruguay (interconexión de 2 000 MW).

Argentina (2012)

PBI (millones US$ PPP) 735 125 PBI per cápita (US$ PPP) 17 917 Población (millones) 41,09

Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) 121 192 Consumo Electricidad per cápita (KW.h/hab) 2 950 Demanda Máxima (MW) 21 949 Número de usuarios Regulados Libres

N.d. N.d. N.d.

Potencia Instalada (MW) 31 056 Participación Hidráulica (%) 36% Participación Térmica (%) 60%

Principal Fuente Térmica Gas Natural (Importada)


Margen de Reserva 11%

Líneas de Transmisión (km) 47 912

(500, 330, 220, 132 kV)

Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h) 73,36

Fuente: CAMMESA, FMI y BM. El Estado mantiene una política de subsidios a través del Fondo Unificado al Fondo de Estabilización dado que la tarifa eléctrica no cubre los costos marginales de generación (existe una política de tarifas congeladas desde 2003). La expansión de la capacidad de generación se realiza mediante contratos directos con distribuidores o con grandes usuarios (mayor a 30 kV). Los servicios de transporte y distribución se llevan a cabo a través de contratos de concesión bajo procesos de licitación. Las ampliaciones del sistema de transmisión se realizan vía obras impulsadas por el Gobierno o a través del Plan Federal de Transporte Eléctrico, el cual se inició a mediados del 2003.

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7.0.4. VENEZUELA El sistema eléctrico se encuentra controlado por la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC), única empresa estatal encargada de la realización de las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización desde 2007. El sistema eléctrico es principalmente hidrotérmico con mayor participación de energía hidráulica. Las principal zona de generación del país es Guayana en el estado de Bolívar (única zona exportadora neta) donde se encuentran las tres principales centrales hidroeléctricas del país: Simón Bolívar (Guri) con 8 851 MW, Antonio José de Sucre (Macagua) con 2 930 MW y Francisco de Miranda (Caruachi) con 2 196 MW. El riesgo hídrico se incrementó después de la crisis energética (2009-2013) debido a una prolongada sequía que ocasionó que el agua en el embalse de la represa de Guri alcanzara niveles muy bajos por lo cual la inversión estatal se ha redireccionado hacia proyectos que amplíen la capacidad térmica sobre la base de gas natural y derivados del petróleo. Venezuela tiene comercio internacional de electricidad con Colombia (exportador neto a Venezuela) y Brasil (importador neto de Venezuela). La importación de energía eléctrica desde Colombia se incrementó desde 2011 a raíz de la crisis energética mediante las interconexiones Corozo-San Mateo (150 MW), Cuestecita-Cuatricentenario (150 MW) y Cadafe-Zulia (36 MW). En el caso de Brasil, Boa Vista de 200 MW es la línea que une a ambos países.

Venezuela (2012)


Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) 84 760 Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab) 3 313 Demanda Máxima (MW) 18 357 Número de Usuarios 5 986 018

Residenciales 5 282 414 No residenciales 703 604

Potencia Instalada (MW) 27 723 Participación Hidráulica (%) 53% Participación Térmica (%) 47% Principal Fuente Térmica Gas Natural

(Importado) Generación Eléctrica (GW.h) 127 854

Hidráulica 81 852 Térmica 45 952

Margen de Reserva N.d. Líneas de Transmisión (km) 28 947

(765, 400, 230, 138 y 115 kV)

Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h) 25,34

Fuente: CORPOELEC, FMI y BM.

Después de más de 10 años de tarifas congeladas desde 2002 con un subsidio que actualmente cubre el 80% de la tarifa, Venezuela ha presentado un nuevo esquema tarifario que arrancaría en 2014, el cual propone disminuir los subsidios en la tarifa eléctrica y acercarla más a su costo real, ello dentro del marco del I Congreso Venezolano de Uso Racional de Energía Eléctrica y Energías Renovables.

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7.0.5. CHILE La reforma de 1982 desagregó las actividades del sector en generación, transmisión y distribución; y empezó el proceso de desmonopolización desagregando las actividades concentradas en ese entonces en la empresa estatal Endesa que tenía más del 80% de participación en cada actividad del sector, a través de un proceso de privatización. Chile cuenta con tres subsistemas eléctricos no interconectados: el más grande es el Sistema Interconectado Central que caracteriza por ser hidrotérmico (con mayor participación hidráulica) y atiende principalmente a clientes regulados en particular a la capital Santiago de Chile. El segundo es el Sistema Interconectado del Norte Grande que es casi en su totalidad térmico (a gas natural y carbón) y atiende principalmente a clientes mineros e industriales. Finalmente, el más pequeño es el sistema Aysén y Magallanes. El sistema eléctrico chileno es principalmente térmico cuyas principales fuentes de generación son el carbón y el gas natural. Este último combustible es principalmente de origen importado como gas natural licuafactado (LNG, por sus siglas en inglés) para lo cual el país cuenta con dos terminales de regasificación: Mejillones en el norte (con 194 MMPCD) y Quintero (con 377 MMPCD) cerca a los dos grandes centros urbanos de Valparaíso y Santiago. Estos terminales fueron construidos como respuesta al cambio de política de Argentina que antes de 2004 era su principal proveedor de GN mediante gasoductos entre ambos países. La capacidad de dichos terminales no es suficiente para el abastecimiento de todas las plantas térmicas que utilizan dicho combustible. Dada la composición de su parque de generación, Chile cuenta con uno de los costos de generación más alta de la región. Según la Agencia Internacional de la Energía (IEA) y la Organización para la Cooperación de Desarrollo Económico (OCDE), los precios de la electricidad para los clientes residenciales chilenos se han casi cuadruplicado entre 1998 y 2011. En 1998 alcanzaban a US$55 por MW.h y en 2011 se ubicaron en US$251MWh (ajustado por Paridad de Poder de Compra - PPP).

Chile (2012)


Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) N.d. Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab) 4 000 Máxima Demanda (MW) 9 238 Número de usuarios Regulados Libres

N.d. N.d. N.d.

Potencia Instalada (MW) 18 328 Participación Hidráulica (%) 32% Participación Térmica (%) 66% Principal Fuente Térmica Carbón




(SING y SIC: 345, 220, 154, 110 y 100 kV)

Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h)

121.15 (SING) 113.87 (SIC)

Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING; FMI y BM.

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Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), organismo regulador de los servicios energéticos, existe remuneración a la potencia firme. Las generadoras obtienen contratos de suministro con las distribuidoras con una duración mínima de 3 años. Los precios de dichos contratos son iguales a: precios nodo de corto plazo (para contratos suscritos antes de enero de 2010); o precios nodo de largo plazo, que resultan de licitaciones públicas con plazo máximo de 15 años (para contratos vigentes a partir de enero de 2010). El abastecimiento de clientes libres (con potencia conectada superior a 2 000 kV) se realiza mediante contratos bilaterales de suministro con generadoras o distribuidores. Asimismo existe la opción hacer contratos de suministro a precio libre por un período mínimo de 4 años para consumidores con potencia conectada entre 500 kW y 2 000 kW. La red troncal de transmisión posee una alta participación de la empresa privada. Las expansiones son realizadas mediante subastas, donde se elige al postor con menor remuneración anual. El monto de dicha remuneración se mantiene por 20 años, posteriormente, la remuneración anual será revisada por CNE cada 4 años. La tasa de retorno real regulada es 10%. El segmento de distribución tiene también alta participación privada y se regulada mediante Modelo Empresa Eficiente. El Valor Agregado de Distribución (VAD), fijado cada 4 años por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, es la remuneración del sector que comprende los costos de inversión y funcionamiento de una empresa modelo. El VAD remunera la inversión según el esquema de valor nuevo de reposición de activos (la tasa de retorno real regulada es 10%) y también comprende los costos de administración, operación, mantenimiento y comercialización.

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7.0.6. COLOMBIA El sector eléctrico colombiano se encuentra segmentado en generación, transmisión, distribución y comercialización según lo estipulado en 1994 (Ley de Servicios Públicos – 142 y Ley de Electricidad - 143). Este marco normativo promovió el inicio del proceso de privatización del sector y la creación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG, cuya función es regular la actividad eléctrica y gasífera). El sector también cuenta con la presencia de empresas verticalmente integradas, no obstante, ninguna empresa de generación puede hacer fusiones o integraciones si luego de la operación tiene una participación mayor al 25%. El Sistema Interconectado Nacional (SIN), que cubre aproximadamente el 95% de la demanda nacional, es operado por Centro Nacional de Despacho (CND). El sistema eléctrico es principalmente hidráulico (representa casi dos tercios del total de capacidad instalada). La central hidroeléctrica San Carlos (1 240 MW), ubicada en el departamento de Antioquia, posee la mayor capacidad instalada del país. Colombia también cuenta con plantas termoeléctricas que funcionan principalmente sobre la base de gas natural y el carbón no importados. Colombia comercializa electricidad con Venezuela (336 MW mediante las interconexiones Circuitos Cuestecitas-Cuatricentenario y Corozo-San Mateo) y Ecuador (540 MW a través de las dos líneas de transmisión Pomasqui-Jamondino y Panamericana-Tulcán, ambas). Las transacciones que comparte con Ecuador son principalmente exportaciones.

Colombia (2012)


Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) 59 370 Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab) 1 245 Demanda Máxima (MW) 9 504 Número de Usuarios N.d.

Regulados N.d. Libres N.d.

Potencia Instalada (MW) 14 478 Participación Hidráulica (%) 63% Participación Térmica (%) 32% Principal Fuente Térmica Gas Natural.



(500, 230, 220 kV) Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h) 62,16

Fuente: Ministerio de Minas y Energía (MinMinas), FMI y BM. El sector generación cuenta con un alto número de empresas, aunque tres de ellas tienen una participación aproximada de 60% (estas incluyen a ISAGEN, EMGESA y una compañía del Estado). En el mercado regulado los generadores contratan bajo dos esquemas comunes: Modalidad ‘Pague lo contratado’ donde el comprador asume el riesgo de la cantidad contratada y la modalidad ‘Pague lo demandado’ donde el generador asume el riesgo. El abastecimiento a clientes libres (Consumo mayor a 55 MW.h por mes o demanda de potencia superior a 100 kW) se realiza mediante contratos bilaterales de suministro con generadoras y comercializadores. Colombia brinda incentivos a las energías renovables no convencionales para áreas rurales no interconectadas y establece metas de participación en el SIN.

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El Estado tiene una alta presencia en el sector transmisión (con tensión igual o superior a 220 kV), siendo ISA y su filial Transelca las que poseen mayor participación (más del 80% de líneas de transmisión). Los planes de expansión se realizan mediante subastas con contratos con plazo de 25 años los cuales son remunerados por reposición de activos (tasa de retorno real regulada igual a 11.5%) y por costos de operación y mantenimiento. La distribución consiste en transportar la electricidad a través del Sistema de Transmisión Regional y el Sistema de Distribución Local, que operan con tensiones menores a 220 kV (divididos en niveles de tensión 1, 2, 3 y 4, de menor a mayor tensión). Los distribuidores se manejan como monopolios naturales por región cuyas remuneraciones siguen esquemas de: reposición de activos, mediante mecanismos de price cap (niveles 1, 2 y 3) e ingreso máximo (nivel 4); y por costos de administración, operación y mantenimiento. La tasa de retorno real de los activos es de 13.9% (niveles 1,2 y 3) y 13% (nivel 4). Por último, la comercialización consiste en la compra de electricidad en el Mercado Eléctrico y la venta de energía eléctrica a clientes finales (regulados o no regulados). En el mercado regulado es remunerada mediante un cargo máximo (costo base de comercialización) que incluye costos de todos los procesos comerciales, la atención al cliente, la gestión de compra de energía y un margen de 15% sobre los costos anteriores. En el caso de clientes no regulados, las partes pactan libremente los precios mediante contratos bilaterales.

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7.0.7. ECUADOR El sector eléctrico se encuentra segmentado en generación, transmisión y distribución según la reforma de 1996 (Ley de Régimen del Sector Eléctrico). El Estado es responsable de la prestación del servicio eléctrico desde 2008 mediante una norma (Mandato Constitucional N° 15) que restructuró la organización de las empresas eléctricas, mediante la creación de dos sociedades estatales: la Corporación Eléctrica Ecuador S.A (CELEC EP) en actividades de generación y transmisión, y la Corporación Nacional de Electricidad S.A. (CNEL) en actividades de distribución. Los costos de inversión en los tres sectores son asumidos por el presupuesto del Estado. El Sistema Nacional Interconectado (SNI) atiende a casi en su totalidad a la demanda eléctrica, mientras que los consumidores aislados son atendidos por sistemas no incorporados (Galápagos, entre otros). El sistema eléctrico es mayoritariamente térmico, caracterizado por una alta dependencia de derivados de petróleo (residuales y diésel). La capacidad hidroeléctrica proviene principalmente de la Central Paute de 1 100 MW (casi la mitad del total de capacidad hidráulica), ubicada en la vertiente amazónica del país. La aportación de las fuentes renovables no convencionales proviene principalmente de energía con biomasa (101 MW, sobre la base de bagazo de caña de azúcar). Ecuador comparte interconexiones eléctricas con Colombia (con 540 MW, mediante las líneas de transmisión Pomasqui-Jamondino y Panamericana-Tulcán) y Perú (con 110 MW, a través de la línea de transmisión Zorritos-Machala). La importación de energía eléctrica desde Colombia ha permitido afrontar la creciente demanda ecuatoriana (llegó a representar cerca del 12% del total de abastecimiento de la demanda), en las épocas de estiaje y los períodos de mantenimiento de equipos durante la última década.

Ecuador (2012)


Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) 16 175 Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab) 1 044 Demanda Máxima (MW) 4 034 Número de usuarios 4 398 624 Regulados 4 398 567

Libres 57 Potencia Instalada (MW) 5 454

Participación Hidráulica (%) 42% Participación Térmica (%) 57% Principal Fuente Térmica Diésel




(230 y 138 kV) Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h) 79,3

Fuente: Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, FMI y BM. El sector de generación es realizado por empresas privadas aunque el Estado posee una fuerte participación mediante unidades de negocio pertenecientes a la CELEP EP. La expansión de capacidad de generación le corresponde únicamente a las empresas públicas, solo por excepción será delegada a empresas privadas mediante procesos de selección (Regulación N° 002/11). El abastecimiento de los clientes libres (consumidores con demanda máxima mensual igual o mayor a 650 kW y consumo anual de energía superior a 4 500 MW.h) se efectúa mediante contratos

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bilaterales con generadoras e importadoras. Asimismo, existen incentivos para la generación de energías renovables no convencionales como el despacho preferente y el establecimiento de precios preferentes por un plazo de 15 años. El sector de transmisión (de 138 kV y 230 kV) se estructura como un monopolio natural controlado en su totalidad por el Estado mediante la CELEP EP. Los planes de expansión son preparados por dicha empresa con un horizonte de 10 años y son aprobados por el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC) que es el organismo estatal regulador, planificador y controlador del sector eléctrico fundado en 1997. La distribución presenta una gran participación estatal a través de unidades de negocio de la CNEL. Los costos del servicio consideran criterios de reposición de activos (tasa de descuento igual a 0% para activos del Estado) y costos de administración, operación y mantenimiento y comercialización establecidos por el CONELEC. El Estado brinda dos subsidios a las tarifas eléctricas: Subsidio Tercera Edad y Subsidio Tarifa Dignidad. El primero está dirigido a usuarios mayores a 65 años (cubre hasta el 50% del valor facturado para aquellos que consuman menos de 120 kWh/mes) y a entidades gerontológicas sin fines de lucro (cubre todo el consumo). El segundo subsidia a usuarios residenciales cuyo consumo sea de hasta 110 kWh (región sierra) y 130 kWh (región Costa, Oriente e Insular). 7.0.8. URUGUAY El sector eléctrico tiene alta participación estatal mediante la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), empresa estatal que está verticalmente integrada en las tres actividades del sector (generación, transmisión y distribución). El sistema eléctrico es hidrotérmico con más de la mitad del parque de generación hidráulico. Desde el 2008 se comenzó un proceso de instalación de parques eólicos como medida del plan de Política Energética Uruguay 2005-2030. En cuanto a comercio internacional de electricidad, Uruguay tiene acuerdo de interconexión con Argentina (de 2000 MW) mediante un acuerdo de comercio ocasional. Para el comercio con Brasil, por Rivera-Livramento, UTE realiza licitaciones en ese país para elegir un comercializador de energía que traslade los excedentes a Uruguay.

Uruguay (2012)


Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) 10 041 Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab) 2 957 Máxima Demanda (MW) 1 742 Número de usuarios Regulados Libres

N.d. N.d. N.d.

Potencia Instalada (MW) 2 779 Participación Hidráulica (%) 55% Participación Térmica (%) 35% Principal Fuente Térmica Derivados Petróleo




(500, 230, 150 kV)

Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h) 196,52 Fuente: ADME, FMI y BM.

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La libre competencia en generación y comercialización se realiza en el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (MMEE) cuyo operador es la Administración del Mercado Eléctrico (ADME), empresa propiedad del Estado. Según el marco regulatorio, los distribuidores tienen la obligación de contratar el 80% de la demanda de los clientes regulados y el 50% de los clientes libres (potencia mayor o igual a 250 KW). El suministro se realiza bajo dos modalidades: contratación regulada mediante subastas con una anticipación de 3 años respecto a la fecha de comienzo del suministro con plazos de contrato entre 5 y 10 años y contratación regulada bajo convenios internos (contratos de generación y distribución de UTE). La remuneración es por potencia firme bajo dos esquemas: reserva anual y reserva nacional, es decir, se remunera a las centrales cuya potencia firme no está comprometida en contratos y el ADME pueda asignarlas mediante procedimientos competitivos. La expansión en la red de transmisión a cargo de UTE puede ser planificada (Plan de Expansión de Transmisión) o mediante subastas con contratos de concesión, por requerimientos particulares. La remuneración al transportista con instalaciones existentes se da mediante esquemas de valor nuevo de remplazo (VNR) y para instalaciones nuevas en base a resultados de la licitación, finalizado el periodo de amortización. 7.0.9. PARAGUAY El sistema eléctrico se encuentra integrado verticalmente desde 1964 en una única empresa estatal, Administración Nacional de Electricidad (ANDE), la cual tiene el monopolio de las tres actividades del sistema (generación, transmisión y distribución). El Sistema Interconectado Nacional (SIN), constituido por líneas de 220 kV, se encuentra dividido por seis subsistemas, de los cuales el Sistema Metropolitano abarca más del 60% del consumo nacional. El sistema eléctrico en su totalidad hidráulico y lo componen tres centrales hidroeléctricas: Itaipú (14 000 MW) y Yacyretá (3 200 MW), ambas binacionales con Brasil y Argentina, respectivamente; y Acaray (nacional). Dada la capacidad de las centrales binacionales, la generación excede a la demanda por lo que el país exporta el remanente de energía eléctrica a Brasil y Argentina. La legislación vigente autoriza a ANDE realizar intercambios de energía eléctrica bajo contratos bilaterales regulados. La expansión de capacidad de generación, transmisión y distribución se encuentra planificada por ANDE. La fijación de las tarifas a los consumidores finales se determina bajo el criterio de Ingreso Neto Anual el cual debe generar un rentabilidad entre 8-10 por ciento de la inversión, para que se cubra los costos de operación y mantenimiento, depreciación de inversiones y la remuneración de la inversión.

Paraguay (2011)


Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) 8 818 Consumo Electricidad per cápita (kWh/hab) 1 676 Demanda Máxima (MW) 2 137 Número de usuarios Regulados Libres

N.d N.d

Potencia Instalada (MW) 8,818 Participación Hidráulica (%) 100% Participación Térmica (%) 0% Principal Fuente Térmica N.d.

Generación Eléctrica (GW.h) 57 625 Hidráulica 57 625 Térmica 0


(500 y 200 kV) Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h) 71,71

92

Fuente: ANDE, FMI y BM. El Estado financia el subsidio en las tarifas de consumidores residenciales que registran un consumo inferior a los 150 kW.h/mes, en dos tramos. En el primer tramo se encuentran los usuarios que registren un consumo inferior a 75 kW.h/mes quienes son beneficiados con una tarifa igual al 25% de la tarifa residencial normal; mientras que los usuarios que consumen entre 76 kW.h/mes y 150 kW.h/mes pagan una tarifa equivalente al 50% de la tarifa residencial normal de acuerdo con CIES (2010). 7.0.10. BOLIVIA El sector eléctrico se encuentra segmentado en generación, transmisión y generación con la reforma de 1994 (Ley de Electricidad N° 1604 y su r espectivo reglamento). El Estado ha aumentado su participación en los tres sectores de la actividad eléctrica mediante la nacionalización de algunas empresas y la creación de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) en 2008 (D.S. N° 29644). El Sistema Interconectado Nacional (SIN), que suministra a los departamentos de La Paz, Beni, Santa Cruz, Cochabamba, Oruro, Potosí y Chuquisaca, cubre el 90% de la demanda nacional. Asimismo, el SIN cuenta con un Sistema Troncal de Interconexión (STI) de alta tensión. El sector eléctrico es principalmente térmico cuya principal fuente de generación es gas natural (casi la mitad de la capacidad instalada). Bolivia, principal exportador de gas natural de la región, busca situarse como principal centro energético en Sudamérica al exportar electricidad a países vecinos. El Estado mantiene una alta participación en el sector de generación (más del 70%). Las generadoras reciben remuneraciones por dos conceptos: por potencia y por energía inyectada al STI. El abastecimiento a clientes libres (consumidores con una demanda mayor a 1 MW) se realiza mediante contratos bilaterales con generadoras o distribuidoras que operan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La normatividad actual no brinda incentivos a la participación de energías renovables no convencionales.

Bolivia (2012)


Indicadores Sector Eléctrico Demanda Electricidad (GW.h) 6 604 Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab) 629 Demanda Máxima (MW) 1 109 Número de Usuarios N.d.

Regulados N.d. Libres 4

Potencia Instalada (MW) 1 385 Participación Hidráulica (%) 34% Participación Térmica (%) 66%

Principal Fuente Térmica Gas Natural (No Importado)


Margen de Reserva 11%

Líneas de Transmisión (km) 2 896 (230 y 115 kV)

Precio Medio Energía a clientes finales (US$/MW.h) 40,82 Fuente: CNDC, FMI y BM.

En el sector transmisión participan cuatro empresas (tres de ellas son privadas y poseen la mayor participación del sector). El STI está conformado por líneas de tensión en 230, 115 y 69 kV,

93

sumando poco más de 3 000 km de líneas de transmisión de alta tensión. La expansión del sistema se da bajo procesos de licitación o por solicitud directa. El sector de distribución posee una mayor participación de empresas privadas. Las costos remunerados a través de las tarifas siguen esquemas de reposición de activos (tasa de retorno igual a 10.1%, aprobada en 2007) y costos de administración, operación, mantenimiento y comercialización, según lo planteado por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE). Asimismo se cuenta con una Tarifa Dignidad (D.S. N° 28653) que descuenta el 25% de la tarifa a clientes del SIN (con consumo menor o igual a 70 kW.h al mes) y a clientes de Sistemas Aislados (con consumo hasta de 30 kW.h al mes).

94

7.1. COLOCACIONES DE EMPRESAS ELÉCTRICAS EN EL MERC ADO DE CAPITALES, 2004-2013

Miles de S/.

Segmento 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Generación 50 000 266 960 80 000 315 700 112 405 75 600 42 420 0 0 0

Edegel 50 000 153 070 80 000 195 000 28 300 0 0 0 0 0

Enersur 0 0 0 120 700 84 105 75 600 42 420 0 0 0

Kallpa Generación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Duke Energy Perú 0 113 890 0 0 0 0 0 0 0 0

Transmisión 0 0 0 0 0 0 0 0 104 140 77 305

Red de Energía del Perú 0 0 0 0 0 0 0 0 104 140 77 305

Distribución 288 760 145 020 335 510 304 050 269 265 261 030 142 090 101 630 481 500 411 790

Edelnor 150 000 60 000 168 450 150 000 198 465 109 845 100 000 20 000 180 000 245 500

Luz del Sur 138 760 85 020 167 060 154 050 70 800 151 185 42 090 81 630 301 500 166 290

Total 338 760 411 980 415 510 619 750 381 670 336 630 184 510 101 630 585 640 489 095

Miles de US$

Segmento 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Generación 20 000 95 000 0 8 000 20 000 221 521 45 000 35 0 00 40 000 0

Edegel 20 000 20 000 0 8 000 10 000 34 521 20 000 0 0 0

Enersur 0 0 0 0 10 000 15 000 25 000 0 0 0

Kallpa Generación 0 0 0 0 0 172 000 0 0 0 0

Duke Energy Perú 0 75 000 0 0 0 0 0 35 000 40 000 0

Transmisión 50 000 0 0 60 000 0 32 000 0 58 000 55 000 10 000

Red de Energía del Perú 50 000 0 0 60 000 0 32 000 0 58 000 55 000 10 000

Distribución 0 0 0 0 9 720 0 0 0 0 0

Edelnor 0 0 0 0 9 720 0 0 0 0 0

Luz del Sur 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 70 000 95 000 0 68 000 29 720 253 521 45 000 93 000 95 000 10 000 Fuente: SMV.

7.2. ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO 7.2.1. POTENCIA INSTALADA A NIVEL NACIONAL, 1995-2013 (MW)

GeneraciónHidráulica Térmica Solar Eólica Total Hidráulica Térmica Solar Eólica Total Hidráulica Térmica

1995 4 461,7 2 479,4 1 982,3 3 185,7 2 190,0 995,7 1 276,0 289,4 986,6

1996 4 662,6 2 492,7 2 169,6 0,3 3 352,9 2 200,2 1 152,4 0,3 1 309,7 292,5 1 017,2

1997 5 192,5 2 513,0 2 679,3 0,3 4 325,0 2 411,5 1 913,3 0,3 867,5 101,5 766,0

1998 5 515,3 2 572,1 2 943,0 0,3 4 632,3 2 467,4 2 164,6 0,3 883,0 104,6 778,4

1999 5 742,4 2 673,3 3 068,4 0,7 4 828,2 2 587,1 2 240,4 0,7 914,2 86,2 828,0

2000 6 066,2 2 856,8 3 208,7 0,7 5 148,9 2 779,3 2 368,9 0,7 917,3 77,6 839,8

2001 5 906,7 2 966,3 2 939,7 0,7 5 050,8 2 889,4 2 160,7 0,7 855,9 76,9 779,0

2002 5 935,5 2 996,5 2 938,4 0,7 5 068,1 2 917,6 2 149,7 0,7 867,5 78,9 788,6

2003 5 970,1 3 032,3 2 937,1 0,7 5 095,1 2 946,8 2 147,6 0,7 875,0 85,5 789,5

2004 6 016,3 3 055,9 2 959,8 0,7 5 096,0 2 969,1 2 126,3 0,7 920,3 86,8 833,5

2005 6 200,5 3 207,1 2 992,8 0,7 5 220,6 3 119,2 2 100,7 0,7 979,9 87,9 892,0

2006 6 658,1 3 216,0 3 441,4 0,7 5 625,1 3 127,8 2 496,6 0,7 1 033,0 88,2 944,8

2007 7 027,5 3 233,6 3 793,2 0,7 5 989,7 3 145,1 2 843,9 0,7 1 037,8 88,5 949,3

2008 7 157,9 3 242,0 3 915,2 0,7 5 997,0 3 152,0 2 844,2 0,7 1 161,0 90,0 1 071,0

2009 7 986,5 3 277,5 4 708,3 0,7 6 723,5 3 183,1 3 539,7 0,7 1 263,0 94,3 1 168,6

2010 8 612,6 3 437,6 5 174,3 0,7 7 309,2 3 344,8 3 963,7 0,7 1 303,4 92,8 1 210,6

2011 8 682,8 3 450,6 5 231,5 0,7 7 314,2 3 357,1 3 956,5 0,7 1 368,6 93,5 1 275,0

2012 9 699,1 3 484,0 6 134,4 80,0 0,7 8 267,2 3 380,8 4 805,6 80,0 0,7 1 431,9 103,1 1 328,8

2013 10 812,4 3 604,3 7 127,4 80,0 0,7 9 338,6 3 497,7 5 760,3 80,0 0,7 1 473,7 106,6 1 367,1

Mercado eléctrico Uso propioAño Total

7.2.2. POTENCIA EFECTIVA A NIVEL NACIONAL, 1995-2013 (MW)

Año Total Hidráulica Térmica Solar Eólica Total Hidráulica Térmica Sola r Eólica Total Hidráulica Térmica

1995 4 075,4 2 474,9 1 600,5 3 195,4 2 205,9 989,5 880,0 269,0 611,0

1996 4 003,2 2 201,9 1 801,1 0,3 2 879,5 1 924,9 954,4 0,3 1 123,7 277,0 846,7

1997 4 581,0 2 210,9 2 369,9 0,3 3 826,8 2 120,2 1 706,4 0,3 754,2 90,7 663,5

1998 4 781,6 2 116,9 2 664,5 0,3 4 020,9 2 022,9 1 997,6 0,3 760,8 94,0 666,9

1999 5 116,2 2 318,1 2 797,3 0,7 4 317,9 2 242,6 2 074,6 0,7 798,2 75,5 722,7

2000 5 554,8 2 650,9 2 903,3 0,7 4 775,9 2 575,9 2 199,3 0,7 778,9 75,0 703,9

2001 5 387,2 2 744,5 2 642,0 0,7 4 642,1 2 674,8 1 966,5 0,7 745,1 69,7 675,4

2002 5 395,7 2 775,3 2 619,7 0,7 4 657,8 2 702,9 1 954,3 0,7 737,8 72,4 665,4

2003 5 421,8 2 790,3 2 630,8 0,7 4 686,4 2 720,2 1 965,5 0,7 735,4 70,0 665,4

2004 5 418,0 2 815,0 2 602,3 0,7 4 657,3 2 747,3 1 909,3 0,7 760,6 67,7 692,9

2005 5 610,9 2 989,2 2 621,0 0,7 4 798,7 2 918,8 1 879,2 0,7 812,3 70,4 741,8

2006 5 873,4 2 996,0 2 876,7 0,7 5 064,4 2 926,6 2 137,0 0,7 809,0 69,4 739,7

2007 6 352,0 3 013,3 3 338,0 0,7 5 532,9 2 939,6 2 592,6 0,7 819,2 73,7 745,4

2008 6 348,9 3 027,9 3 320,3 0,7 5 444,2 2 953,1 2 490,4 0,7 904,7 74,8 829,9

2009 7 256,3 3 115,8 4 139,9 0,7 6 246,4 3 037,2 3 208,5 0,7 1 009,9 78,6 931,3

2010 8 000,4 3 317,4 4 682,2 0,7 6 875,0 3 237,4 3 637,0 0,7 1 125,3 80,1 1 045,3

2011 8 042,6 3 328,6 4 713,3 0,7 6 867,8 3 246,6 3 620,5 0,7 1 174,8 82,0 1 092,8

2012 8 939,3 3 360,1 5 498,4 80,0 0,7 7 754,9 3 270,6 4 403,6 80,0 0,7 1 184,4 89,5 1 094,8

2013 9 940,3 3 479,0 6 380,6 80,0 0,7 8 717,8 3 386,2 5 250,9 80,0 0,7 1 222,5 92,8 1 129,7

Generación Mercado eléctrico Uso propio

7.2.3. POTENCIA INSTALADA POR REGIÓN, EN 2013 (MW)

Hidráulica Térmica Solar Eólica Total Hidráulica Térmica T otal Hidráulica Térmica Solar EólicaAmazonas 12,6 3,9 16,5 2,3 2,3 12,6 6,1 18,8

Ancash 277,6 50,5 328,1 2,7 95,9 98,5 280,2 146,3 426,6

Apurimac 7,5 7,5 9,9 9,9 7,5 9,9 17,4

Arequipa 196,5 154,6 40,0 391,1 4,0 94,6 98,6 200,4 249,2 40,0 489,7

Ayacucho 3,3 1,8 5,0 3,3 1,8 5,0

Cajamarca 176,3 5,2 181,6 2,8 36,9 39,8 179,2 42,2 221,3

Callao 562,9 562,9 46,7 46,7 609,6 609,6

Cusco 97,9 17,4 115,3 0,7 48,0 48,7 98,6 65,4 164,0

Huancavelica 1 012,3 0,1 1 012,4 5,5 5,8 11,3 1 017,8 5,9 1 023,7

Huanuco 0,3 2,1 2,4 4,3 6,1 10,4 4,6 8,2 12,9

Ica 166,3 0,5 166,8 64,7 64,7 231,0 0,5 231,5

Junín 398,8 2,2 401,0 23,4 21,9 45,3 422,2 24,1 446,3

La Libertad 10,6 90,7 0,3 101,6 2,6 139,2 141,8 13,2 229,9 0,3 243,3

Lambayeque 26,7 26,7 49,3 49,3 76,0 76,0

Lima 969,4 3 510,4 4 479,8 34,1 332,9 367,0 1 003,4 3 843,3 4 846,7

Loreto 81,8 81,8 252,6 252,6 334,5 334,5

Madre De Dios 10,5 10,5 10,5 10,5

Moquegua 0,5 396,8 20,0 417,3 9,0 25,0 34,0 9,5 421,8 20,0 451,3

Pasco 131,2 1,0 132,2 17,7 15,0 32,7 148,9 16,0 164,9

Piura 41,9 366,9 408,8 86,1 86,1 41,9 453,0 494,9

Puno 115,0 12,9 127,9 15,2 15,2 115,0 28,1 143,1

San Martín 9,3 42,2 51,6 2,0 2,0 9,3 44,2 53,6

Tacna 35,7 20,0 55,7 1,8 1,8 35,7 1,8 20,0 57,5

Tumbes 18,9 18,9 7,3 7,3 26,2 26,2

Ucayali 0,9 234,4 235,3 7,8 7,8 0,9 242,2 243,0

Total 3 497,7 5 760,3 80,0 0,7 9 338,6 106,6 1 367,1 1 4 73,7 3 604,3 7 127,4 80,0 0,7 10 812,4

Región Mercado Eléctrico Uso Propio Total por Origen Total por

Región

98

7.2.4. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, 1995-2013 (GW.h)

Generación Mercado eléctrico Uso propioHidráulica Térmica Solar Eólica Total Hidráulica Térmica Solar Eólica Total Hidráulica Térmica

1 995 16 880,1 12 937,6 3 942,6 ----- 13 106,3 11 540,6 1 565,7 --- 3 773,8 1 397,0 2 376,81 996 17 279,8 13 323,6 3 955,8 0,4 13 307,6 11 847,9 1 459,2 0,4 3 972,2 1 475,6 2 496,61 997 17 953,4 13 214,5 4 738,3 0,6 15 348,6 12 264,8 3 083,2 0,6 2 604,9 949,7 1 655,11 998 18 582,5 13 808,3 4 773,7 0,5 16 815,9 13 367,2 3 448,2 0,5 1 766,6 441,1 1 325,51 999 19 049,6 14 540,6 4 508,4 0,6 17 366,2 14 110,6 3 255,0 0,6 1 683,4 430,0 1 253,42 000 19 922,7 16 176,1 3 745,8 0,8 18 327,9 15 747,3 2 579,7 0,8 1 594,8 428,7 1 166,12 001 20 785,7 17 614,8 3 169,7 1,2 19 214,5 17 188,3 2 024,9 1,2 1 571,2 426,4 1 144,82 002 21 982,3 18 040,1 3 941,0 1,2 20 419,5 17 638,2 2 780,1 1,2 1 562,8 402,0 1 160,82 003 22 923,4 18 533,7 4 388,4 1,2 21 361,5 18 118,3 3 241,9 1,2 1 561,9 415,4 1 146,52 004 24 267,0 17 525,3 6 740,4 1,2 22 619,9 17 100,7 5 518,0 1,2 1 647,1 424,7 1 222,42 005 25 509,7 17 977,0 7 531,5 1,2 23 810,9 17 567,1 6 242,5 1,2 1 698,9 409,9 1 289,02 006 27 369,8 19 594,3 7 774,3 1,2 25 613,8 19 160,8 6 451,8 1,2 1 756,1 433,6 1 322,52 007 29 943,0 19 548,8 10 393,0 1,2 28 200,5 19 107,2 9 092,1 1,2 1 742,6 441,6 1 301,02 008 32 463,1 19 059,6 13 402,3 1,2 30 574,7 18 607,8 11 965,7 1,2 1 888,4 451,8 1 436,62 009 32 944,7 19 903,8 13 039,7 1,2 30 921,9 19 419,2 11 501,5 1,2 2 022,8 484,6 1 538,32 010 35 908,0 20 052,1 15 854,7 1,2 33 545,8 19 567,4 13 977,2 1,2 2 362,2 484,7 1 877,52 011 38 803,3 21 557,3 17 244,8 1,2 36 248,5 21 027,4 15 219,9 1,2 2 554,8 529,9 2 024,92 012 41 020,0 22 044,0 18 919,2 55,6 1,2 38 352,7 21 489,3 16 806,6 55,6 1,2 2 667,3 554,7 2 112,62 013 43 377,7 22 340,2 20 839,3 196,9 1,2 40 687,8 21 733,0 18 756,6 196,9 1,2 2 689,9 607,2 2 082,7

Año Total

7.2.5. PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA SEGÚN TIPO DE EMPRESA, 2013 (MW.h) Total

Sistemas Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto S etiembre Octubre Noviembre Diciembre Total

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) 3 376 021 3 116 701 3 411 294 3 315 818 3 427 845 3 328 225 3 426 931 3 402 242 3 315 784 3 467 649 3 404 635 3 510 544 40 503 689

Generación para Mercado Eléctrico 1/ 3 347 729 3 091 764 3 385 980 3 288 127 3 401 702 3 300 326 3 400 418 3 375 075 3 288 025 3 440 106 3 378 027 3 483 804 40 181 082

Generación para Uso Propio 28 292 24 937 25 314 27 691 26 142 27 900 26 513 27 167 27 759 27 543 26 608 26 740 322 607

Sistemas Aislados 244 692 232 134 248 821 245 814 248 641 241 233 227 092 235 203 231 947 239 507 236 721 242 421 2 874 226

Generación para Mercado Eléctrico 2/ 41 755 38 606 42 606 42 142 44 072 42 478 42 797 43 219 42 861 43 605 41 365 41 210 506 715Generación para Uso Propio 202 937 193 528 206 216 203 672 204 569 198 755 184 296 191 984 189 086 195 902 195 356 201 211 2 367 512

Total 3 620 712 3 348 835 3 660 116 3 561 632 3 676 485 3 569 459 3 654 023 3 637 445 3 547 731 3 707 156 3 641 357 3 752 965 43 377 915

Generación para Mercado Eléctrico 3 389 483 3 130 370 3 428 586 3 330 270 3 445 774 3 342 804 3 443 214 3 418 294 3 330 886 3 483 710 3 419 392 3 525 014 40 687 797

Generación para Uso Propio 231 229 218 465 231 530 231 362 230 711 226 655 210 809 219 152 216 845 223 445 221 964 227 951 2 690 119 Hidráulica

Sistemas Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agost o Setiembre Octubre Noviembre Diciembre Total




Sistemas Aislados 62 186 58 265 62 720 60 301 59 259 54 493 52 728 50 434 49 758 54 407 55 875 57 604 678 030

Generación para Mercado Eléctrico 15 276 14 411 15 023 14 492 15 605 15 321 15 751 15 498 14 575 14 247 13 309 13 216 176 725Generación para Uso Propio 46 911 43 854 47 698 45 808 43 654 39 171 36 977 34 936 35 183 40 160 42 566 44 388 501 305

Total 2 191 029 1 834 961 2 159 073 2 030 341 1 902 528 1 743 670 1 728 613 1 630 493 1 551 765 1 803 594 1 772 636 1 991 460 22 340 162


Generación para Uso Propio 56 238 52 262 56 199 54 917 52 929 48 208 46 240 43 989 43 544 47 457 51 417 53 753 607 153 Térmica

Sistemas Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre Total




Sistemas Aislados 182 403 173 767 185 999 185 411 189 279 186 638 174 262 184 667 182 087 184 998 180 744 184 715 2 194 970

Generación para Mercado Eléctrico 26 377 24 092 27 481 27 548 28 364 27 054 26 943 27 619 28 184 29 256 27 954 27 892 328 764Generación para Uso Propio 156 026 149 674 158 518 157 863 160 915 159 584 147 318 157 048 153 903 155 742 152 790 156 823 1 866 207

Total 1 412 880 1 498 588 1 483 323 1 513 933 1 759 948 1 812 441 1 910 913 1 991 447 1 978 305 1 884 866 1 849 664 1 743 293 20 839 599


Generación para Uso Propio 174 991 166 203 175 331 176 445 177 783 178 447 164 569 175 163 173 301 175 988 170 547 174 198 2 082 966

7.2.6. PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE EMPRESAS DEL MERCADO ELÉCTRICO, 2013 (GW.h)

Empresas Origen Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio A gosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre TotalElectroperu Hidráulico 634 873 437 879 631 375 609 524 630 525 608 013 638 971 624 356 597 800 627 817 587 456 610 377 7 238 965

Térmico 3 230 7 278 6 188 829 265 144 10 123 3 850 936 0 138 352 33 334Edegel Hidráulico 323 152 302 308 340 474 306 706 284 082 270 801 280 199 282 500 271 610 287 002 283 360 313 150 3 545 344

Térmico 285 284 330 756 320 118 294 101 281 261 266 992 309 306 365 437 435 474 350 644 375 570 399 555 4 014 499Egenor Hidráulico 234 290 210 227 207 994 220 798 173 871 145 274 132 840 93 452 89 324 163 826 164 593 216 271 2 052 761

Térmico 3 072 43 289 6 276 10 348 41 192 22 105 122 75 025 12 454 161 7 230 3 012 307 204Egasa Hidráulico 123 600 97 468 114 356 84 934 85 785 78 829 82 119 82 767 81 455 83 595 80 951 83 901 1 079 759

Térmico 11 458 2 204 20 013 7 087 25 077 41 886 47 540 47 234 46 227 37 098 23 457 30 215 339 495Enersur Hidráulico 92 316 87 326 98 070 92 320 67 639 72 732 69 721 54 372 57 763 85 651 72 422 97 650 947 982

Térmico 543 404 487 355 432 141 470 760 518 477 633 529 518 839 625 194 621 210 629 698 593 282 697 484 6 771 375SN Power Hidráulico 166 414 151 457 158 221 168 937 157 843 139 305 146 095 125 813 120 595 142 548 140 720 155 974 1 773 921

Térmico 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0EESA Hidráulico 0

Térmico 15 864 21 085 4 604 7 684 3 810 2 050 26 936 20 803 6 931 1 256 10 917 21 615 143 555Termoselva Hidráulico 0

Térmico 25 685 37 923 22 690 19 920 33 605 28 579 68 301 52 727 32 123 20 311 24 613 24 861 391 338Egesur Hidráulico 10 085 8 642 9 873 9 301 8 644 8 372 7 399 9 749 9 620 10 003 8 736 9 884 110 309

Térmico 10 033 9 980 7 754 10 575 15 651 15 615 16 661 16 104 15 362 14 875 14 742 10 884 158 239Electro Oriente Hidráulico 13 129 10 802 13 630 12 161 12 823 11 190 10 961 10 478 10 431 12 042 10 644 11 031 139 323

Térmico 24 347 21 951 25 171 25 456 26 257 24 849 24 836 25 524 26 224 27 215 25 890 25 766 303 484San Gabán Hidráulico 79 378 73 515 79 409 77 268 72 055 54 040 43 117 47 458 49 319 50 543 75 681 79 442 781 226

Térmico 290 158 162 58 63 2 116 20 35 17 126 192 1 239Ucayali Hidráulico 378 336 366 353 361 321 410 339 304 337 375 405 4 286

Térmico 52 45 67 67 85 96 47 113 143 140 86 54 994Egemsa Hidráulico 61 350 55 905 62 517 31 149 64 294 62 228 64 558 64 191 60 834 63 595 60 609 61 550 712 778

Térmico 0 0 0 1 875 0 0 0 0 57 0 0 0 1 932Otros Hidráulico 395 827 346 833 386 589 361 971 291 676 244 359 205 983 191 030 159 166 229 178 235 673 298 070 3 346 355

Térmico 315 168 370 361 462 806 488 728 636 422 620 229 618 517 584 254 607 829 627 462 603 065 355 105 6 289 946Total Hidráulico 2 134 791 1 782 699 2 102 875 1 975 423 1 849 600 1 695 462 1 682 373 1 586 504 1 508 221 1 756 136 1 721 219 1 937 707 21 733 009

Térmico 1 237 889 1 332 384 1 307 991 1 337 488 1 582 16 5 1 633 994 1 746 344 1 816 284 1 805 005 1 708 878 1 679 116 1 569 095 18 756 633

7.2.7. PRODUCCIÓN MENSUAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN, 2013 (GW.h) Departamento Origen Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Ju lio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Pa rt. (%)

Amazonas Hidráulica 5,9 5,4 5,9 5,6 6,0 5,9 6,1 6,0 5,7 6,0 4,8 4,8 68,0 0,3%

Térmica 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,4 2,2 0,0%

Ancash Hidráulica 171,5 156,0 151,9 166,1 110,7 82,6 70,7 74,4 79,1 129,4 142,5 171,7 1 506,8 6,7%

Térmica 8,9 9,9 9,3 8,9 9,4 10,0 10,2 9,6 8,2 8,1 8,0 8,0 108,6 0,5%

Apurímac Hidráulica 3,8 3,8 3,8 4,1 3,4 3,2 2,8 2,6 2,6 3,0 3,6 3,4 40,1 0,2%

Térmica 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,7 0,0%

Arequipa Hidráulica 135,2 107,7 125,3 95,4 97,4 90,0 93,5 94,2 92,5 94,3 90,2 94,1 1 209,7 5,4%

Térmica 6,4 6,1 5,2 4,2 4,5 4,2 4,1 4,9 4,4 3,9 4,5 6,8 59,2 0,3%

Solar 8,5 7,4 8,7 8,5 7,2 7,0 7,3 7,8 8,6 8,7 8,7 8,5 96,9 49,2%Ayacucho Hidráulica 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,3 1,4 1,4 1,2 1,1 1,1 1,3 14,7 0,1%

Térmica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,4 0,2 0,2 0,3 0,2 1,6 0,0%

Cajamarca Hidráulica 104,3 91,1 98,6 100,3 101,5 92,4 84,7 43,3 35,9 60,6 52,3 94,9 959,9 4,3%

Térmica 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 2,2 0,0%

Cusco Hidráulica 65,3 59,5 66,6 35,3 68,7 66,7 69,0 68,0 64,3 67,3 64,3 65,4 760,3 3,4%

Térmica 8,5 8,4 9,0 10,2 8,5 8,2 8,1 8,4 8,4 8,4 8,2 8,4 102,7 0,5%

Huancavelica Hidráulica 638,2 441,0 634,6 612,8 632,8 610,6 641,2 626,2 599,7 629,9 589,9 613,0 7 269,9 32,5%

Térmica 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 0,0%

Huánuco Hidráulica 3,1 2,8 3,3 3,2 2,8 2,1 1,6 1,6 1,3 0,9 2,5 3,2 28,4 0,1%

Térmica 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 2,3 0,0%Ica Hidráulica 0,0 0,0%

Térmica 31,6 24,6 39,4 28,8 52,3 69,7 81,3 76,8 74,0 62,9 50,7 50,5 642,5 3,1%

Eólica 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,8 64,3%

Junín Hidráulica 279,3 243,5 284,5 273,9 240,0 212,0 200,0 169,4 147,8 234,3 230,8 235,0 2 750,5 12,3%

Térmica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,4 0,0%

La Libertad Hidráulica 3,4 3,1 4,2 5,0 5,7 4,7 2,9 2,6 2,8 3,3 3,8 4,0 45,6 0,2%

Térmica 24,2 24,7 25,3 25,8 22,8 28,8 13,4 25,2 28,3 28,4 26,9 24,1 297,7 1,4%

Eólica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4 35,7%

Lambayeque Hidráulica 0,0 0,0%Térmica 7,8 6,8 5,4 8,5 6,5 7,5 7,9 7,9 8,3 7,9 7,6 8,1 90,1 0,4%

Lima Hidráulica 557,4 513,2 550,6 510,7 449,6 412,5 410,4 402,2 373,4 398,6 403,4 488,7 5 470,7 24,5%

Térmica 1 078,2 1 137,4 1 152,0 1 197,1 1 414,8 1 450,1 1 443,9 1 558,1 1 611,9 1 541,8 1 469,8 1 315,4 16 370,4 78,6%

Loreto Hidráulica 0,0 0,0%

Térmica 94,3 84,2 94,3 91,9 93,8 90,8 93,0 91,4 88,2 90,6 87,4 90,7 1 090,5 5,2%

Madre de Dios Hidráulica 0,0 0,0%

Térmica 0,4 0,3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,4 4,7 0,0%

Moquegua Hidráulica 1,9 1,7 1,9 2,0 3,6 3,7 4,0 4,0 3,8 3,6 3,6 2,6 36,4 0,2%

Térmica 63,9 91,6 77,3 63,1 62,4 65,4 93,3 85,0 71,5 65,6 102,1 132,0 973,3 4,7%

Solar 3,7 3,5 4,1 4,4 3,6 3,4 3,8 4,0 4,8 5,1 5,2 4,8 50,4 25,6%Pasco Hidráulica 103,0 96,6 108,3 102,1 77,3 81,7 77,7 61,3 64,2 93,0 80,9 107,6 1 053,7 4,7%

Térmica 0,0 0,0 0,2 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,8 0,0%

Piura Hidráulica 21,6 20,9 20,3 18,3 13,9 7,9 8,1 12,9 14,9 13,2 9,3 6,1 167,4 0,7%

Térmica 57,5 61,1 36,8 49,9 45,9 43,8 80,8 64,8 36,8 40,9 53,5 67,9 639,7 3,1%

Puno Hidráulica 80,2 74,8 81,8 79,8 74,4 54,9 44,1 48,4 50,4 51,6 77,3 81,8 799,5 3,6%

Térmica 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,2 1,3 1,2 1,2 1,3 1,3 1,4 15,7 0,1%

San Martín Hidráulica 5,1 3,8 6,0 4,9 4,6 2,8 2,4 2,0 2,2 3,2 3,3 3,8 43,9 0,2%

Térmica 0,5 0,4 0,4 0,6 0,6 0,5 0,6 0,7 0,9 0,9 0,8 0,8 7,5 0,0%

Tacna Hidráulica 10,1 8,6 9,9 9,3 8,6 8,4 7,4 9,7 9,6 10,0 8,7 9,9 110,3 0,5%

Térmica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,0%Solar 4,5 4,3 4,8 4,4 3,2 2,9 3,2 3,6 4,1 4,8 5,0 4,8 49,6 25.2%

Tumbes Hidráulica 0,0 0,0%

Térmica 1,6 1,6 2,1 1,3 1,2 1,2 2,3 1,7 1,5 1,1 1,2 1,5 18,3 0,1%

Ucayali Hidráulica 0,4 0,3 0,4 0,4 0,4 0,3 0,4 0,3 0,3 0,3 0,4 0,4 4,3 0,0%

Térmica 27,0 39,3 24,1 21,3 35,0 30,0 69,6 54,1 33,6 21,8 26,0 26,2 407,9 2,0%

Total Hidráulica 2 191,0 1 835,0 2 159,1 2 030,3 1 9 02,5 1 743,7 1 728,6 1 630,5 1 551,8 1 803,6 1 772,6 1 991,5 22 340,2

Térmica 1 412,9 1 498,6 1 483,3 1 513,9 1 759,9 1 8 12,4 1 910,9 1 991,4 1 978,3 1 884,9 1 849,7 1 743,3 20 839,6

Solar 16,7 15,2 17,6 17,3 13,9 13,2 14,4 15 ,4 17,6 18,6 19,0 18,1 196,9

Eólica 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 1,2

7.2.8. LONGITUD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN, 1995-2013 (km)

( km ) 500 220 138 60 - 69 30 - 50

1995 9 132 0 3 130 1 873 3 031 1 098

1996 9 410 0 3 130 1 873 3 278 1 130

1997 10 824 0 3 625 2 241 3 629 1 329

1998 11 328 0 3 625 2 411 3 895 1 398

1999 12 528 0 3 996 2 920 4 190 1 421

2000 13 656 0 4 860 3 135 4 213 1 447

2001 14 261 0 5 318 3 183 4 310 1 450

2002 14 679 0 5 559 3 331 4 335 1 454

2003 14 693 0 5 559 3 338 4 335 1 461

2004 14 857 0 5 614 3 338 4 335 1 570

2005 15 272 0 5 614 3 435 4 678 1 545

2006 15 688 0 5 664 3 636 4 842 1 546

2007 15 712 0 5 677 3 636 4 853 1 546

2008 15 755 0 5 711 3 636 4 862 1 546

2009 16 319 0 5 714 4 057 4 993 1 555

2010 17 065 0 5 863 4 252 5 204 1 746

2011 18 725 89 6 850 4 443 5 563 1 780

2012 19 619 611 6 970 4 448 5 760 1 830

2013 19 928 611 7 065 4 663 5 784 1 850

Nivel de Tensión ( kV )Año

Longitud de Líneas de Transmisión Total

103

7.2.9. NÚMERO DE CLIENTES DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, 1995-2013

Sub - Total MAT AT MT BT Sub - Total MAT AT MT BT

1995 2 491 804 175 4 24 145 2 2 491 629 13 3 747 2 487 869

1996 2 775 675 161 3 20 137 1 2 775 514 15 4 866 2 770 633

1997 2 964 263 160 3 20 136 1 2 964 103 17 4 861 2 959 225

1998 3 057 270 168 4 22 141 1 3 057 102 13 5 372 3 051 717

1999 3 217 011 176 2 23 150 1 3 216 835 20 5 774 3 211 041

2000 3 352 159 179 3 20 156 0 3 351 980 9 6 259 3 345 712

2001 3 462 792 182 2 17 163 0 3 462 610 9 6 752 3 455 849

2002 3 614 408 185 2 15 168 0 3 614 223 11 7 166 3 607 046

2003 3 727 184 165 2 14 149 0 3 727 019 12 7 598 3 719 409

2004 3 860 430 160 2 10 148 0 3 860 270 19 8 120 3 852 131

2005 3 977 020 164 2 14 148 0 3 976 856 18 8 727 3 968 111

2006 4 165 191 154 2 13 139 0 4 165 037 22 9 454 4 155 561

2007 4 359 764 152 2 11 139 0 4 359 612 25 10 314 4 349 273

2008 4 624 684 150 2 10 138 0 4 624 534 24 11 422 4 613 088

2009 4 878 854 159 2 13 144 0 4 878 695 22 12 368 4 866 305

2010 5 170 778 140 2 13 125 0 5 170 638 23 13 331 5 157 284

2011 5 495 091 130 2 15 113 0 5 494 961 1 24 14 409 5 480 527

2012 5 824 813 130 2 16 112 0 5 824 683 1 19 17 408 5 807 255

2013 6 149 378 134 3 18 113 0 6 149 244 1 19 16 940 6 132 284

Año TotalMercado Libre Mercado Regulado

104

7.2.10. NÚMERO DE CLIENTES DE LAS EMPRESAS GENERADORAS, 1995-2013

MAT AT MT BT

1995 31 3 4 11 13

1996 38 5 8 16 9

1997 52 8 15 21 8

1998 50 13 15 22 0

1999 47 11 18 18 0

2000 50 12 20 18 0

2001 59 21 21 17 0

2002 76 30 26 20 0

2003 82 35 21 26 0

2004 85 35 23 27 0

2005 80 34 22 24 0

2006 83 36 23 24 0

2007 98 41 23 34 0

2008 108 42 24 42 0

2009 110 40 27 43 0

2010 118 46 26 46 0

2011 131 46 30 55 0

2012 132 50 30 52 0

2013 140 55 39 46 0

Año TotalMercado Libre

105

7.2.11. VENTAS A CLIENTES FINALES POR REGIÓN Y MERCADO, EN 2012 (GW.h)

Región Total Libres ReguladosLima 15951,75 4604,83 11346,92Arequipa 2673,71 1779,87 893,83Ica 2141,36 1284,23 857,13Moquegua 1914,70 1796,01 118,69Ancash 1872,88 1371,44 501,43Callao 1855,06 804,91 1050,15La Libertad 1511,79 544,64 967,15Piura 1264,95 350,11 914,84Cajamarca 1056,52 810,95 245,57Cusco 1041,21 708,40 332,81Junín 993,91 650,83 343,08Pasco 639,91 574,29 65,63Lambayeque 608,03 29,17 578,85Puno 447,21 172,35 274,87Otros 1970,63 414,58 1556,05Total 35943,60 15896,61 20047,00

106

7.2.12. PRECIO MEDIO POR TIPO DE MERCADO, 1995-2012 (US$ por MW.h)


1995 89,6 55,4 46,3 46,9 65,6 93,3 101,5 64,8 67,7 110,9

1996 93,8 59,6 51,0 50,2 67,2 133,1 103,8 69,3 67,9 114,6

1997 91,6 57,3 52,2 47,8 63,3 139,8 101,5 74,1 66,4 112,7

1998 79,6 50,5 49,5 41,9 55,8 87,5 68,6 55,9 97,9

1999 76,3 50,7 50,6 43,5 54,3 83,1 53,0 54,1 93,2

2000 80,5 53,4 50,8 46,1 57,9 88,1 60,3 58,7 99,0

2001 82,0 54,3 48,8 49,0 56,6 87,9 60,0 59,0 99,2

2002 77,6 51,6 42,3 47,4 53,5 82,9 54,7 57,5 93,1

2003 79,7 53,2 42,0 50,0 54,8 84,4 51,0 58,2 95,3

2004 82,2 53,9 41,7 60,0 53,6 86,7 57,1 59,0 98,8

2005 88,9 56,5 46,6 47,0 59,6 94,0 60,6 65,1 107,4

2006 87,0 54,4 44,2 45,3 57,4 92,1 55,1 62,1 106,7

2007 86,8 54,4 46,4 46,7 56,0 90,9 54,9 60,8 106,6

2008 92,1 62,3 49,8 57,5 63,8 95,6 56,9 63,9 112,5

2009 98,3 65,7 51,0 63,3 67,3 102,2 66,1 70,7 119,1

2010 101,2 69,4 50,8 63,6 70,4 104,6 65,0 72,8 122,4

2011 89,9 62,9 59,9 63,8 69,2 110,9 67,1 67,3 78,2 130,4

2012 99,4 70,3 68,5 68,8 75,3 122,0 78,6 76,9 87,2 143,1

2013 99,4 70,0 68,6 63,8 78,8 122,7 78,9 79,8 88,3 143,4


107

7.2.13. PRECIO MEDIO POR SECTOR ECONÓMICO, 1995-2013 1995-2013 (US$ por MW.h)

1995 57,8 89,3 112,8 84,8 83,9

1996 60,0 90,7 117,0 100,2 86,5

1997 58,7 89,2 115,8 96,1 81,9

1998 54,2 74,3 99,7 83,8 70,5

1999 53,4 70,3 94,9 81,3 68,0

2000 56,2 73,2 100,8 89,2 71,6

2001 51,7 73,3 100,4 93,9 68,5

2002 51,0 74,3 89,8 79,2 65,7

2003 50,5 71,4 96,7 77,7 66,2

2004 53,8 77,7 99,6 96,7 70,4

2005 57,7 84,7 108,4 102,9 76,3

2006 57,3 82,0 107,6 108,3 75,5

2007 56,0 82,6 106,9 102,9 74,0

2008 66,6 88,9 112,7 106,7 82,2

2009 60,9 94,4 119,3 115,3 82,6

2010 59,1 101,1 122,1 120,7 83,2

2011 64,4 107,5 132,1 133,5 89,9

2012 73,4 113,2 145,2 140,6 99,4

2013 73,0 113,6 145,9 136,2 99,4

Comercial ResidencialAlumbrado

PúblicoPrecio Medio

AñoPrecio Medio por Sector Económico (US$/MW.h)

Industrial

108

7.2.14. FACTURACIÓN A CLIENTES FINALES DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, 1995-2013 (US$ miles)


1995 776 779,2 124 184,5 25 907,6 30 717,3 67 167,2 392,4 652 594,7 763,8 94 553,8 557 277,2

1996 822 460,3 118 518,2 15 449,5 30 833,1 71 734,4 501,2 703 942,1 993,7 105 462,9 597 485,5

1997 859 351,7 119 469,6 16 203,7 28 692,1 74 181,3 392,5 739 882,1 1 196,4 116 462,0 622 223,7

1998 786 061,0 107 173,9 16 061,9 27 911,3 63 200,2 0,4 678 887,1 567,1 106 856,0 571 464,1

1999 778 389,1 107 879,2 15 419,1 26 357,7 66 101,3 1,1 670 510,0 304,8 113 037,4 557 167,8

2000 866 072,1 125 742,7 17 480,4 31 943,4 76 318,6 0,3 740 329,4 356,4 133 233,2 606 739,9

2001 862 632,3 101 440,2 2 970,6 24 206,7 74 262,9 761 192,1 371,0 142 500,8 618 320,2

2002 862 228,1 97 685,0 2 899,6 20 776,2 74 009,3 764 543,1 340,8 151 870,4 612 331,9

2003 901 096,2 89 989,0 3 287,7 17 961,8 68 739,5 811 107,1 311,7 163 826,1 646 969,4

2004 986 870,1 88 872,4 3 683,5 13 977,9 71 211,0 897 997,7 1 242,9 183 802,1 712 952,8

2005 1 147 775,9 99 638,9 4 636,4 15 658,5 79 344,0 1 048 137,0 2 905,9 226 268,1 818 963,0

2006 1 222 413,6 101 892,6 5 338,8 15 239,0 81 314,8 1 120 521,1 3 140,3 243 797,5 873 583,2

2007 1 305 447,9 91 758,4 5 813,5 7 543,7 78 401,1 1 213 689,5 4 057,9 271 794,0 937 837,6

2008 1 501 002,7 107 608,9 5 762,9 8 648,3 93 197,7 1 393 393,9 4 026,5 318 585,1 1 070 782,3

2009 1 675 664,8 118 749,1 6 087,2 13 151,0 99 510,9 1 556 915,7 3 630,2 371 047,1 1 182 238,4

2010 1 841 104,1 122 514,8 695,2 14 232,3 107 587,3 1 718 589,3 4 064,5 424 841,8 1 289 683,0

2011 2 130 282,0 146 073,3 1 617,3 19 895,7 124 560,3 1 984 208,7 19,7 4 565,9 514 699,1 1 464 923,9

2012 2 484 843,4 171 536,4 1 805,3 31 331,5 138 399,6 2 313 307,0 293,4 5 458,6 615 702,0 1 691 853,0

2013 2 644 670,2 185 397,1 3 120,5 34 322,3 147 954,3 2 459 273,0 209,4 3 890,8 658 977,0 1 796 195,8


109

7.2.15. FACTURACIÓN A CLIENTES FINALES DE EMPRESAS GENERADORAS, 1995-2013 (US$ miles)

MAT AT MT BT

1995 49 896,8 10 207,0 6 478,0 32 742,7 469,1

1996 70 910,1 30 680,1 10 771,8 28 763,3 694,9

1997 160 185,9 96 382,2 24 594,8 38 571,5 637,4

1998 202 084,0 99 253,0 45 211,5 57 391,4 228,1

1999 213 570,2 119 194,5 48 895,1 45 480,6

2000 246 997,4 132 207,3 55 496,2 59 293,9

2001 276 726,2 158 437,0 61 930,5 56 358,7

2002 294 839,0 197 213,1 50 406,7 47 219,2

2003 316 114,0 210 982,1 49 267,4 55 864,5

2004 395 429,9 261 256,0 61 011,5 73 162,4

2005 431 433,4 280 004,2 63 093,2 88 336,0

2006 460 755,3 304 813,9 74 210,6 81 730,8

2007 525 183,8 364 077,9 78 810,9 82 295,0

2008 715 097,2 482 734,1 109 806,2 122 557,0

2009 560 393,4 391 283,2 74 718,8 94 391,4

2010 607 430,9 432 611,9 68 142,2 106 676,8

2011 729 915,8 497 972,1 95 249,6 136 694,1

2012 861 127,7 601 781,7 109 972,9 149 373,0

2013 926 733,6 648 311,9 153 030,7 125 391,0

Año TotalMercado Libre

110

7.2.16. FACTURACIÓN A CLIENTES FINALES POR SECTOR, 1995-2012 (US$ miles)

1995 229,0 200,8 355,9 40,9 826,7

1996 258,4 213,2 372,7 49,0 893,4

1997 355,5 221,2 392,1 50,7 1 019,5

1998 405,1 175,4 362,8 44,8 988,1

1999 419,5 170,0 358,2 44,2 992,0

2000 470,9 197,2 396,7 48,3 1 113,1

2001 479,9 202,6 406,0 50,9 1 139,4

2002 488,1 223,8 400,8 44,4 1 157,1

2003 506,5 238,4 428,0 44,3 1 217,2

2004 596,3 257,7 470,0 58,3 1 382,3

2005 669,7 300,4 544,1 65,0 1 579,2

2006 716,0 317,9 579,6 69,7 1 683,2

2007 794,8 340,2 628,3 67,5 1 830,6

2008 1 027,8 399,6 716,7 72,0 2 216,1

2009 910,2 454,6 792,5 78,9 2 236,1

2010 971,6 526,3 865,0 85,6 2 448,5

2011 1 149,6 598,1 1 012,0 100,5 2 860,2

2012 1 371,8 685,9 1 177,8 110,4 3 346,0

2013 1 457,1 735,7 1 264,3 114,3 3 571,4

Comercial ResidencialAlumbrado

PúblicoTotal

AñoFacturación a Cliente Final

Industrial

111

7.2.17. INVERSIONES EJECUTADAS, 1995-2013 (US$ millones)

1995 295,2 220,9 46,1 11,4 163,4 229,0 154,7 38,4 11,4 104,9 66,2 7,6 58,5 74,3

1996 508,8 372,9 163,0 16,6 193,3 312,9 177,0 65,3 16,6 95,1 195,9 97,8 98,2 136,0

1997 594,2 547,6 343,4 32,7 171,5 254,4 207,9 103,2 32,7 71,9 339,7 240,2 99,5 46,6

1998 613,0 561,5 365,4 59,6 136,5 254,3 202,8 114,5 46,2 42,1 358,7 250,8 13,5 94,4 51,5

1999 764,2 709,5 417,2 170,8 121,5 256,4 201,7 136,3 31,3 34,1 507,8 280,9 139,5 87,4 54,6

2000 659,2 605,8 337,7 128,9 139,2 219,4 166,0 123,2 26,7 16,1 439,8 214,4 102,2 123,1 53,4

2001 351,1 305,9 109,8 61,7 134,4 140,2 95,1 76,3 3,1 15,7 210,8 33,5 58,6 118,7 45,2

2002 259,5 242,2 107,8 37,7 96,7 127,2 109,9 77,8 0,4 31,7 132,3 30,0 37,3 65,0 17,3

2003 235,4 192,0 87,2 12,8 92,0 154,3 110,8 67,1 43,7 81,1 20,1 12,8 48,2 43,4

2004 323,8 284,7 159,6 24,4 100,8 155,2 116,1 67,0 49,1 168,6 92,6 24,4 51,6 39,1

2005 393,7 348,5 193,5 20,6 134,4 162,7 117,4 53,8 63,7 231,1 139,7 20,6 70,7 45,2

2006 480,2 446,2 289,6 16,5 140,1 129,7 95,7 29,2 66,5 350,5 260,4 16,5 73,5 34,0

2007 629,0 539,1 318,0 69,6 151,4 229,7 139,7 73,5 66,2 399,3 244,5 69,6 85,2 89,9

2008 862,0 762,5 483,5 43,1 235,9 228,4 128,9 26,5 102,4 633,6 457,0 43,1 133,5 99,5

2009 1 176,8 992,1 448,4 254,4 289,4 435,0 250,3 88,8 161,4 741,8 359,5 254,4 127,9 184,7

2010 1 367,7 1 144,4 558,6 332,6 253,2 389,0 165,6 25,1 140,5 978,8 533,5 332,6 112,7 223,4

2011 1 880,0 1 748,7 1 240,8 278,5 229,4 238,3 107,0 28,6 78,4 1 641,7 1 212,2 278,5 151,0 131,3

2012 2 738,9 2 589,0 1 781,4 470,3 337,4 271,5 121,6 35,3 86,3 2 467,4 1 746,1 470,3 251,0 149,9

2013p 2 222,5 2 061,1 1 520,3 159,7 381,1 379,1 217,7 77,8 140,0 1 843,4 1 442,6 159,7 241,1 161,4

TotalDistribuciónTransmisiónGeneraciónTotalAño

DistribuciónTransmisiónGeneraciónTotalInversión

Total DistribuciónTransmisión

Total EmpresasInversión Pública

Empresas Estatales Empresas PrivadasElectrificación

RuralGeneración

112

7.2.18. POTENCIA EFECTIVA Y PRODUCCIÓN RER, EN 2013

Empresa Central RecursoPotencia Efectiva

(MW)

Energía (GW.h)

AIPSAA C.T. Paramonga Bagazo 24,00 90,8

AYEPSA C.H. Pías Hidro 6,30 82,4

EGENOR C.H. Caña Brava Hidro 5,30 110,6

GEPSA C.H. La Joya Hidro 10,00 72,8

HIDROCAÑETE C.H. Imperial Hidro 4,00 25,8

MAJA ENERGÍA C.H. Roncador Hidro 3,80 11,7

MAJES SOLAR C.S. Majes Solar 20,00 48,6

MAPLE ETANOL C.T. Maple Etanol Bagazo 37,50 103,9

PANAMERICANA SOLAR C.S. Panamericana Solar 22,00 50,4

PETRAMAS C.T. Huaycoloro Biogás 4,80 31,2

REPARTICIÓN SOLAR C.S. Repartición Solar 22,00 48,2

RIO DOBLE C.H. Las Pizarras Hidro 20,00 18,3

SANTA CRUZ C.H. Huasahuasi Hidro 20,00 184,5

SANTA ROSA C.H. Purmacana Hidro 1,80 4,1

SINERSA C.H. Poechos Hidro 10,00 47,3

TACNA SOLAR C.S. Tacna Solar 20,00 49,6

YANAPAMPA C.H. Yanapampa Hidro 4,20 19,1

113

7.3. COMPARACIÓN PAÍSES

Indicador Brasil México Argentina Venezuela Chile Colombia Perú Ecuador Uruguay Paraguay Bolivia

PBI (MM US$, precios corrientes) 2 253 000 1 177 398 475 502 381 286 268 177 369 606 198 851 84 040 49 920 26 008 27 035

PBI per cápita (US$/hab) 11 359 10 059 11 573 12 729 15 410 7 748 6 525 5 425 14 703 3 957 2 576

Población (millones) 198,36 117,06 41,09 29,95 17,40 47,70 30,47 15,49 3,40 6,57 10,50

Demanda Energia (GWh) 448 117 234 219 121 192 84 760 59 370 33 647 16 175 10 041 11 020 6 604

Consumo de energía per cápita (kWh/hab) 2 545 2 228 2 950 3 313 4 000 1 245 1 104 1 044 2 957 1 676 629

Capacidad Instalada (MW) 120 973 63 195 31 056 27 723 18 328 14 478 8 267 5 454 2 779 8 818 1 385

Participación Hidráulica 66% 22% 36% 53% 32% 63% 42% 42% 55% 100% 34%

Participación Térmica 27% 72% 60% 47% 66% 32% 56% 57% 35% 0% 66%

Otros 7% 6% 4% 0% 1% 4% 2% 2% 10% 0% 0%

Hidráulica 79 806 13 903 11 148 14 621 5 949 9 185 3 472 2 264 1 538 8 818 476

Térmica 32 784 45 500 18 785 13 021 12 181 4 642 4 630 3 087 963 0 909

Otros 8 383 3 792 1 123 80 198 651 165 104 278 0 0

Principal fuente térmica Gas Natural Gas Natural Gas Natural Gas Natural Carbón Gas Natural Gas Natural Diesel Derivados Petróleo Gas Natural

Importada Si Si No Si Si No No Si Sí No

Segunda Fuente Térmica Termonuclear Fuel Oil Diesel Gas Natural Carbon Carbón Gas Natural

Importada No Sí No Si No Si Sí

Producción Total 2012 (GWh) 552 498 260 498 125 382 127 854 66 149 59 989 38 353 23 086 9 299 57 625 6 940

Producción Hidráulica 415 342 31 317 36 626 81 852 20 276 44 924 20 865 12 238 5 077 2 322

Producción Térmica 71 396 212 848 82 495 45 952 45 476 11 506 16 807 10 311 3 658 4 618

Producción Nuclear 16 038 5 904 0 0

Producción RER 49 722 16 333 356 397 3 213 681 298 564 0

Tasa de Crecimiento del año (2011 - 2012) 4,0% 1,0% 5,5% 3,8% 2,3% 5,8% 5,4% -0,2% 6,8% 5,0%

Producción principal fuente térmica 25 226 61 591 21 828 15 340

Coeficiente de Electrificación 98.7% (2010) 98% 96,0% 98,4% 98% 95.58% (2012) 87.2% (2012) 93.35% (2010) 99,8% 97.4% (2010) 77,1%

Urbano (%) 100% 89.1% (2007) 94,8% 99% (2006) 99,5% 90.1% (2010)

Rural (%) 93% 96% (2010) 63% (2012) 89,0% 88.1 (2006) 94,3% 52.7% (2010)

Margen de Reserva (%) 31% 11% 47% (pot. Instalada) 36% 28% 30% 11%

Potencia Disponible/Efectiva (MW) 24 652 7 754 1 243

Demanda Máxima Potencia (MW) 72 706 38 000 21 949 18 357 9 238 9 504 5 575 4 034 1 742 2 137 1 109

Número de usuarios 72 377 045 N.d. N.d. 5 986 018 N.d. 5 819 936 4 398 624 N.d. N.d. N.d.

Regulados 72 374 028 36 399 804 N.d. 5 282 414 N.d. 5 819 674 4 398 567 N.d. N.d. N.d.

Libres 3 017 N.d. N.d. 703 604 N.d. 262 57 N.d. N.d. 4

Precio medio a usuarios finales (US$/MWh) 152,65 90,19 73,36 25,34 113,34 62,16 99,33 79,3 196,52 71,71 40,82

Precio medio Spot (US$/MWh) 66,69 N.d. 57,11 N.d. 276,09 60,76 39 60,04 209 N.d. 17,98

Precio medio Mercado Libre (US$/MWh) 187.3 (2011) 114,74 N.d. N.d. 126,8 68,27 70,05 59,9 N.d. N.d. N.d.

Longitud Líneas de Trasmisión (km)106,444 (750, 600,

500, 440, 345 y 230 kV)

95,957 (400, 230,

161, 138 y 115 kV)47,912 (500, 330, 220, 132 kV)

28,947 (765, 400,

230, 138 y 115 kV)

16,991 (SING + SIC: 345,

220, 154, 110 y 100 kV)

14,449 (500, 230, 220

kV)

12,029 (500, 220 y

138 kV)3,559 (230 y 138 kV)

4,338 (500, 230,

150 kV)4,106 (500 y 200 kV)

2,895.8 (230 y

115 kV)

Cartera de inversión en generación (millones de US$) 1559,3 100 (2014 - E. eólica) 1171 (2014-2018)

Cartera de inversión en generación (MW) 3,184 (2015)3250 (En marcha)

1625 (finalizado 2014)***2,053 (2016) 4789,7 1579 (2014-2018) 811 (2014 - E. eólica) 820 (2014-2018)

Fuente: Diversas.44

44 Para el detalle de las fuentes por país ver Anexo 7.6.

7.4. RESEÑA La República de Perú fue fundada en 1821. Esta se ubica en la parte occidental y central de América del Sur y cuenta con una superficie de 1,29 millones de km², siendo el tercer país más extenso de América del Sur45. Limita al norte con Ecuador y Colombia, al este con Brasil y Bolivia, y al sur con Chile. La franja costera, a lo largo del Océano Pacífico, se extiende por aproximadamente 2 600 km de distancia. El país se divide en tres zonas geográficas diferenciadas: la costa al oeste, la sierra dominada por la cordillera de Los Andes que atraviesa el país de sur a norte y la selva amazónica al este. El gobierno se divide en los poderes ejecutivo, legislativo y judicial, que son independientes y se rigen bajo la Constitución de 1993. En adición a esta estructura en el ámbito nacional, que conforma el Gobierno Central, se cuenta con Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales (municipalidades provinciales y distritales) y organismos autónomos. Según el censo de 2007 del Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), Perú tiene una población proyectada a 2013 de 30,48 millones de habitantes, de los cuales 75,6% se encuentra en el área urbana y 24,4% en el área rural. La mayor parte de la población reside en la costa, seguida por la sierra y finalmente por la selva, esta última representa casi 60% del territorio. El país está centralizado en la capital, Lima, que alberga aproximadamente 8,9 millones de personas y concentra cerca de 50% del Producto Bruto Interno (PBI). Según el artículo 48° de la Constitución Política d el Perú, los idiomas oficiales son el castellano, el cual es hablado por la mayoría de la población; el quechua; aimara y las demás lenguas aborígenes en las zonas donde predominen. Tanto la pobreza y la pobreza extrema, medidas respecto a un consumo mínimo necesario para satisfacer las necesidades básicas, experimentan desde 2004 un descenso continuo y significativo. Estas condiciones se reflejan en una mejora constante de la calidad de vida de la población, tanto por el aumento del ingreso promedio mensual desde 2006, como por el mayor acceso de hogares a los servicios públicos indispensables, tales como agua potable y alumbrado eléctrico, entre otros46.

45 “Perú en Cifras”. INEI. 46 “Encuesta Nacional de Hogares”. INEI.

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7.5. REFERENCIAS Administración del Mercado Eléctrico (ADME). (2012). Informe Anual 2012. Uruguay. Administración Nacional de Electricidad (ANDE). (2011). Resumen Estadístico 2007-2011. Paraguay. Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE). (2012). Memoria Anual 2012. Uruguay. Agencia de Cooperación Internacional de Japón. (2012). Plan Maestro para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en el Perú . Battocletti, L. (1999). Geothermal Resources in Latin America & the Caribbean. United States. Bolsa de Valores de Lima. www.bvl.com.pe. BP. (2013). Statistical Review. http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/statistical-review/statistical_review_of_world_energy_2013.pdf Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central. (2013). Estadísticas de Operación 2012-2013. Chile. Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). (2012). Anuario y Estadísticas de Operación 2012. Chile. Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional. www.coes.org.pe. Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC). (2012). Resultados de Operación del Sistema Interconectado Nacional 2012. Bolivia. Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima. (2012). Informe Anual 2012. Argentina. Energy Information Administration. (2013). International Energy Outlook 2013. http://www.eia.gov/forecasts/ieo/electricity.cfm Energy Information Administration. (2014). International Energy Statistics. http://www.eia.gov/countries/data.cfm International Energy Agency. (2013). World Energy Outlook Website. Renewable Energy Outlook. http://www.worldenergyoutlook.org/media/weowebsite/2013/WEO2013_Ch06_Renewables.pdf Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. (2013). Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Ecuador. Ministerio de Energía y Minas. (2012). Documento Promotor Subsector Eléctrico. Lima: Dirección General de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas. www.minem.gob.pe. Ministerio de Minas y Energía. (2013). Anuario Estadístico 2013. Brasil. Ministerio de Minas y Energía. (2013). Memorias al Congreso de la República 2012-2013. Colombia.

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