ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD 2014 Ejecutivo de... · ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD 2014 El...

ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD

2014

DIRECCIÓN GENERAL DE

ELECTRICIDAD

Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Setiembre 2015

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ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD 2014

Ministra de Energía y Minas Rosa María Soledad Ortiz Ríos

Viceministro de Energía

Raúl Ricardo Pérez‐Reyes Espejo

Director General de Electricidad Javier Alexander Muro Rosado

Ministerio de Energía y Minas http://www.minem.gob.pe Av. Las Artes Sur 260 – Lima 41 Teléf.: 411-1100

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ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD 2014 El Ministerio de Energía y Minas a través de la Dirección General de Electricidad presenta el

“Anuario Ejecutivo de Electricidad 2014”, con la finalidad de difundir el análisis técnico-

económico de aspectos relevantes del sector eléctrico que involucra el desarrollo de las

actividades de la industria eléctrica, la demanda y el abastecimiento de energía eléctrica para los

usuarios finales en los últimos 10 años.

En el marco de la Política Energética Nacional, que enfatiza el desarrollo energético sostenible,

promueve la inversión privada con una buena gestión de los impactos sociales y ambientales y, el

desarrollo de las energías renovables a nivel local, regional y nacional; es oportuno difundir los

aspectos que destacan la importancia de la energía eléctrica porque nos brinda calidad de vida y

es muy valioso para el desarrollo económico del país como la minería, siderurgia y la industria en

general. En el presente Anuario se incorpora el análisis de los indicadores económicos con

énfasis en el impacto que genera el crecimiento permanente del mercado eléctrico del país.

El “Anuario Ejecutivo de Electricidad 2014”, estructurado en siete capítulos y anexos, contiene

el análisis de indicadores de la economía peruana y el subsector eléctrico del país con

información que explica el comportamiento anual y tendencial de las principales variables de la

industria eléctrica, las fuentes de energías 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

Subestación Eléctrica Socabaya Arequipa - Perú

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CONTENIDO

ABREVIATURAS ............................................................................................................................. 6

RESUMEN EJECUTIVO .................................................................................................................. 8

1. SITUACIÓN DE LA ECONOMÍA PERUANA ....................................................................... 10

1.1. ECONOMÍA INTERNACIONAL ..................................................................................... 10

1.2. ECONOMÍA PERUANA ................................................................................................. 11

1.2.1. SECTOR REAL ..................................................................................................... 13

1.2.2. INFLACIÓN Y TIPO DE CAMBIO ......................................................................... 14

1.2.3. SECTOR FISCAL .................................................................................................. 15

2. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO ....................................................................... 17

2.1. EN LA INVERSIÓN NACIONAL ..................................................................................... 18

2.2. EN EL PRODUCTO BRUTO INTERNO ......................................................................... 20

2.3. EN EL MERCADO DE CAPITALES ............................................................................... 21

2.4. EN LA RECAUDACIÓN ................................................................................................. 22

2.5. EN EL EMPLEO NACIONAL ......................................................................................... 23

3. MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ............................................................................... 24

3.1. SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO ................................................. 25

3.1.1. ESTRUCTURA DEL MERCADO ELÉCTRICO ..................................................... 26

3.1.2. INSTITUCIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO ..................................................... 28

3.1.3. BALANCE OFERTA DEMANDA ........................................................................... 30

3.1.4. COSTO MARGINAL Y TARIFA EN BARRA .......................................................... 31

3.1.5. ANÁLISIS FINANCIERO DEL SECTOR ELÉCTRICO .......................................... 33

3.1.5.1. GENERACIÓN ................................................................................................. 33

3.1.5.2. TRANSMISIÓN ................................................................................................ 35

3.1.5.3. DISTRIBUCIÓN ................................................................................................ 36

4. ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................. 38

4.1. GENERACIÓN .............................................................................................................. 39

4.1.1. INFRAESTRUCTURA DE GENERACIÓN ............................................................ 39

4.1.2. OPERACIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA ................................................ 42

4.1.2.1. PRODUCCIÓN ..................................................................................................... 42

4.1.2.2. COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA ...................................................... 46

4.1.3. GENERACIÓN RER ............................................................................................. 48

4.2. TRANSMISIÓN ............................................................................................................. 51

4.2.1. INFRAESTRUCTURA DE TRANSMISIÓN ........................................................... 51

4.2.2. OPERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN ELÉCTRICA ............................................... 52

4.2.2.1. PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN Y FLUJOS...................................................... 52

4.3. DISTRIBUCIÓN ............................................................................................................ 54

4.3.1. MAPA DE CONCESIONES DE DISTRIBUCIÓN .................................................. 54

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4.3.2. OPERACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA .............................................. 56

4.3.2.1. NÚMERO DE CLIENTES ................................................................................. 56

4.3.2.2. PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN ....................................................................... 57

4.4. COMERCIALIZACIÓN Y PRECIOS .............................................................................. 58

4.4.1. PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA ........................................................................ 58

4.4.2. VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES FINALES .............................. 59

4.4.3. FACTURACIÓN A CLIENTES FINALES ............................................................... 60

5. ANÁLISIS REGIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO ............................................................ 61

5.1. INFRAESTRUCTURA DE GENERACIÓN ..................................................................... 62

5.2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .................................................................. 63

5.3. NÚMERO DE CLIENTES .............................................................................................. 65

5.4. VENTAS DE ENERGÍA ................................................................................................. 66

6. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO Y DE RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES ..... 68

6.1. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO ................................................................................. 69

6.2. POTENCIAL EÓLICO .................................................................................................... 72

6.3. POTENCIAL SOLAR ..................................................................................................... 73

6.4. POTENCIAL GEOTÉRMICO ......................................................................................... 74

6.5. POTENCIAL BIOMASA ................................................................................................. 75

7. MERCADO ELÉCTRICO EN AMÉRICA LATINA ................................................................ 76

7.1. REFORMAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO .................................................................. 77

7.2. INDICADORES DEL SECTOR ELÉCTRICO ................................................................. 81

7.3. IMPULSO A LA GENERACIÓN ELÉCTRICA CON RECURSOS ENERGÉTICOS

RENOVABLES ............................................................................................................. 83

7.4. TRANSMISIÓN E INTERCONEXIÓN INTERNACIONAL .............................................. 84

7.5. PRECIOS ...................................................................................................................... 85

8. ANEXOS .............................................................................................................................. 87

8.1. FICHAS DEL SECTOR ELÉCTRICO EN PAÍSES SELECCIONADOS EN AMÉRICA

LATINA ......................................................................................................................... 87

8.1.1. BRASIL ................................................................................................................. 87

8.1.2. MÉXICO ................................................................................................................ 88

8.1.3. ARGENTINA ......................................................................................................... 89

8.1.4. CHILE ................................................................................................................... 90

8.1.5. COLOMBIA ........................................................................................................... 91

8.1.6. PERÚ .................................................................................................................... 92

8.2. REFERENCIAS ............................................................................................................. 93

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ABREVIATURAS AL: América Latina. 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). CENACE: Centro Nacional de Control de Energía. CFE: Comisión Federal de Electricidad (México). CIIU: Clasificación Internacional Industrial Uniforme. CNE: Comisión Nacional de Energía (Chile). COES: Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional. 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. EPE: Empresa de Pesquisa Energética (Brasil). FIT: Feed in Tariff. FMI: Fondo Monetario Internacional. IGBVL: Índice General de la Bolsa de Valores de Lima. IGV: Impuesto General a las Ventas. INEI: Instituto Nacional de Estadística e Informática. IRENA: International Renewable Energy Agency. LME: London Metal Exchange. MAT: Muy Alta Tensión. MEM: Ministerio de Energía y Minas. MinMinas: Ministerio de Minas y Energía (Colombia). MT: Mediana Tensión. Olade: Organización Latinoamericana de Energía. Osinergmin: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. PBI: Producto Bruto Interno. 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). RER: Recursos Energéticos Renovables. 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).

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SGT: Sistema Garantizado de Transmisión. SPT: Sistema Principal de Transmisión. SUNAT: Superintendencia Nacional de Aduanas y Administración Tributaria. VAB: Valor Agregado Bruto. VAD: Valor Agregado de Distribución.

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RESUMEN EJECUTIVO 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 década 2004‐2014 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 y pública en dicho período. En la última década, dos factores externos impulsaron el crecimiento del país: la baja tasa de referencia del Sistema de la Reserva Federal de los Estados Unidos (Fed) y el boom del precio de los commodities relacionado con el crecimiento de China. En la última década, el Perú mostró un crecimiento sostenido, con una tasa anual promedio de 6,1% del Producto Bruto Interno (PBI). El crecimiento del sector eléctrico está altamente correlacionado con el desempeño de la economía nacional. Esto se debe a que la mayoría de las actividades económicas requieren, de alguna manera, del uso de energía eléctrica en diversas intensidades. Por este motivo, la evolución del sector eléctrico es considerado un indicador líder del desempeño de la economía y suele ser utilizado para realizar estimaciones sobre la misma. Las reformas del sector eléctrico, con la Ley de Concesiones Eléctricas en 1992 y Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica en 2006, han contribuido con el fortalecimiento del sector ya que introdujeron señales de mercado en las decisiones de inversión. En conjunto, estas reformas permitieron alinear las señales de precios a las del mercado, reducir la incertidumbre de los agentes privados en la inversión en el sector, expandir la cobertura eléctrica, fortalecer y expandir las redes de transmisión, reducir las pérdidas de energía, incrementar la atención a consideraciones ambientales y la adopción de un marco institucional más adecuado para el desarrollo del sector. La continua expansión del sector en el país requiere de importantes inversiones tanto privada como pública. En la última década, se han concretado un número importante de proyectos que han dinamizado las inversiones en el sector, de modo que estas ahora superan el crecimiento de la inversión total. Al ser una actividad relativamente estable, las empresas del sector que listan en la Bolsa de Valores de Lima han aportado positivamente a las posibilidades de diversificación de los inversionistas del mercado de capitales nacional. Además, el sector eléctrico aporta ingresos fiscales y brinda trabajo a un número importante de personas con distintos niveles de calificación. En 2014, el consumo de energía eléctrica per cápita ascendió a aproximadamente 1 224 kW.h, un nivel relativamente bajo comparado con el promedio del resto de países de América Latina; sin embargo, refleja un amplio espacio de crecimiento potencial del sector. Asimismo, el mercado eléctrico que incluye al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y sistemas aislados (SSAA), la producción ascendió a 42 846 GW.h y las ventas a usuarios finales alcanzaron 37 717 GW.h, por lo que el factor de pérdidas implícito del mercado se estimó en alrededor de 14%. La infraestructura de generación para abastecer al mercado eléctrico consistió en una capacidad instalada de 9 739 MW, con 50% de unidades que aprovechan recursos renovables como el agua, la energía eólica, solar y la biomasa. La máxima demanda simultánea del SEIN fue 5 737 MW, la potencia efectiva alcanzó 8 443 MW; y el margen de reserva fue alrededor de 40%. En el caso de la infraestructura de transmisión, 21 589 km de líneas componen la red que transmite energía a todos los usuarios del mercado eléctrico que ascienden a 6,4 millones (de los cuales, 299 se clasifican como clientes libres). En el 2014, la expansión del sector eléctrico ha continuado en línea con los requerimientos actuales y futuros de la demanda nacional. Esto se ha evidenciado en el crecimiento de la generación eléctrica mediante recursos energéticos baratos y limpios, como son los recursos hídricos, el gas natural, y, cada vez con mayor relevancia, los recursos energéticos renovables. La expansión de las redes de alta tensión, con una mayor presencia de línea a 500 kV en los enlaces centro‐norte y centro‐sur, ha permitido el incremento de la capacidad de transmisión hacia las diferentes áreas del país. Así, el factor de pérdidas de transmisión en 2014 mostró una reducción con respecto al registrado el

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año anterior. No obstante, aún se vienen realizado inversiones importantes en el segmento, lo cual permitirá mejorar la eficiencia operativa del sistema de transmisión, en beneficio de los usuarios. La actividad de distribución por su parte ha seguido incrementando sus ventas a clientes regulados; en el 2014 éstas crecieron 4,8% como consecuencia de un sólido crecimiento del consumo interno, la mejora en el equipamiento de los hogares y la mayor cobertura eléctrica. El mercado eléctrico nacional, conformado por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SSAA), se extiende por todas las regiones del país. Sin embargo, 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, las regiones de la zona centro se han consolidado como las principales regiones en infraestructura y producción eléctrica, por el acceso al gas natural de Camisea y los recursos hídricos de las zonas montañosas. Debido a la disponibilidad de estos recursos, la zona centro tiene excedentes de generación eléctrica que permite abastecer a las regiones de la zona sur y norte a un bajo costo de generación. En contraste, en las regiones de la zona sur se ha desarrollado una infraestructura de generación basada en derivados de petróleo, porque los clientes son principalmente usuarios libres mineros y la región cuenta con un nivel inferior de recursos eficientes. Finalmente, las regiones de la zona norte cuentan con capacidad de generación hidroeléctrica y con disponibilidad de gas natural (en menor escala que en el caso del gas natural de Camisea) por lo que son capaces de generar buena parte de sus requerimientos de energía. Además, cuentan con un enlace de alta capacidad que les permite disponer energía desde la zona centro en caso la creciente demanda lo requiera. El Perú, posee recursos hídricos y térmicos, cuenta con un alto potencial aprovechable de vientos, radiación solar, biomasa y energía geotérmica. En los últimos años, el gobierno ha impulsado el desarrollo de esta rama de la industria eléctrica. Para ello, ha centrado cada vez más la atención en la determinación del potencial real de estos recursos, así como de las formas más eficientes para aprovecharlos. Asimismo, la existencia de recursos alternativos a los combustibles y el agua reducen el riesgo de suministro al diversificar la matriz energética y reducen el impacto de posibles racionamientos en situaciones de restricción o escasez. Además, la disponibilidad de ciertas energías aprovechables en pequeña escala supone una alternativa para llevar energía a los hogares más aislados y pobres del país. Algunos ejemplos de estas últimas son la energía solar con paneles fotovoltaicos para hogares o centrales hidroeléctricas pequeñas que abastecen sistemas aislados. Finalmente, se realizó un análisis comparativo del sector eléctrico de seis países seleccionados de América Latina: Perú, Chile, Colombia, México, Brasil y Argentina. Las reformas del sector eléctrico se centraron principalmente en la desintegración vertical de la industria y en el otorgamiento de incentivos a la inversión privada, mejoramiento del marco institucional de la regulación y fiscalización y mayor competencia por los clientes finales no sujetos a regulación de precios. La generación de electricidad de los países seleccionados se caracteriza por tener una mayor participación hidráulica (menos contaminante), por lo tanto, estos países se enfrentan al riesgo hídrico durante las épocas de estiajes (sequías). Asimismo, los países de la muestra han implementado, en línea con la experiencia internacional, políticas de promoción e incentivos para la introducción de energías renovables en su matriz energética. La mayoría de los países seleccionados tienen sistemas interconectados nacionales que atienen a la mayor parte de la demanda eléctrica y mantienen algún grado de integración regional (comercio internacional de electricidad) con otros países de América Latina.

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1. SITUACIÓN DE LA ECONOMÍA PERUANA 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 y pública) en dicho período. En la última década, dos factores externos impulsaron el crecimiento del país: la baja tasa de referencia del Sistema de la Reserva Federal de los Estados Unidos (Fed) y el boom del precio de los commodities relacionado con el crecimiento de China. 1.1. ECONOMÍA INTERNACIONAL En la última década, dos factores externos impulsaron el crecimiento de los países en vías de desarrollo como el Perú: la baja tasa de referencia del Fed y el boom del precio de los commodities relacionado con el crecimiento de China. El mundo afrontó una de las crisis financieras más fuertes de la historia económica. Estados Unidos, segundo mayor socio comercial del Perú, cayó en recesión cuando estalla la crisis de las hipotecas subprime con la caída de Lehman Brothers en 2008. La Fed inició un programa de relajación cuantitativa que consistió en comprar bonos privados con el fin de inyectar dinero a la economía, con lo cual redujo aún más la tasa de interés. Lo anterior, benefició a países emergentes como el Perú, porque la entrada de capitales expandió la masa monetaria y redujo las tasas de interés (ver Gráfico N° 1) les permitió a las empresas iniciar proyectos de inversión con bajos costos de financiamiento. Sin embargo, a finales de 2013 Estados Unidos presentó un mayor dinamismo económico. Por ello, el presidente del Fed, Ben Bernanke, anunció la posibilidad de una futura subida de la tasa de interés de referencia. Aquello ocasionó una salida de capitales de los países emergentes.

Gráfico N° 1: Tasa Fed efectiva, 2004 - 2014 (%)

Fuente: Sistema de la Reserva Federal de los Estados Unidos (Fed). Por su parte, China experimentó elevadas tasas de crecimiento en las últimas décadas, con un promedio anual de aproximadamente 10% entre 2004 y 2014. Esta situación benefició a Perú ya que el crecimiento del gigante asiático implica una mayor demanda de metales y, con ello, mayores precios de las materias primas que exporta el Perú. La economía china, luego de un elevado crecimiento, llegaría a un aumento de su PBI alrededor de 7,4% en 2014. El menor crecimiento se debió a las diversas reformas de mercado implementadas por el Gobierno Chino. El XII Plan Quinquenal de China tiene como objetivo que el consumo tenga un mayor peso en el PBI, como en las principales economías capitalistas.

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A corto plazo, alcanzar este objetivo implica una desaceleración de la inversión y las exportaciones. Dado este cambio en la estructura de su PBI, el país asiático está experimentando un menor dinamismo en los últimos años. El gigante asiático es el primer demandante mundial de cobre (y de metales en general) y tiene una injerencia notable en sus precios. Así, una desaceleración de la economía china implica una caída de las cotizaciones de los metales, lo que reduce el ingreso de divisas en nuestro país. En el Gráfico N° 2 se muestra que las variaciones en el precio del cobre están asociadas a eventos globales. En ese sentido, entre 2002 y 2011, el crecimiento de China supuso un incremento significativo en los precios del cobre. En 2011 este superó al promedio histórico en un monto mayor a US$ 4 por libra. No obstante, la desaceleración china ha ocasionado una de las mayores caídas en el precio del cobre, con lo cual se estableció un nivel de precio más bajo para este metal.

Gráfico N° 2: Precio real del cobre (Centavos de US$ de 2014 por libra)

Fuente: London Metal Exchange (LME) y Fondo Monetario Internacional (FMI). La balanza comercial del Perú, entre 2004 y 2013, mostró superávit por el boom de las exportaciones mineras. Sin embargo, en 2014 se tuvo un déficit de 0,6% del PBI dado el contexto internacional: leve mejora de Estados Unidos y caída del precio de los metales. Entre 2004 y 2014, la entrada de dólares para inversiones reales se ha mantenido sólida gracias a los grandes proyectos mineros. En 2013 hubo una salida de capitales debido al anuncio del cambio de política monetaria de Estados Unidos. Sin embargo, esta fuga fue principalmente de capitales de corto plazo siendo la inversión extranjera directa la que sostiene la cuenta financiera de la balanza de pagos. 1.2. ECONOMÍA PERUANA 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 Perú mostró un sostenido crecimiento, con un incremento anual promedio de 6,1% en el Producto Bruto Interno (PBI), en la década 2004‐2014 (ver Gráfico N° 3).

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Gráfico N° 3: Crecimiento del PBI, 2004-2014 (Var. %)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP).

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 y pública) en dicho período. El ratio inversión total/PBI aumentó de 17% en 2004 a un máximo de 27% en 2013 (ver Gráfico N° 4).

Gráfico N° 4: Inversión total 2004-2014 (% PBI)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). El resultado de esos años de importante crecimiento fue la acumulación de gran cantidad de reservas internacionales (US$ 62 mil millones al cierre de 2014) y un importante crecimiento del consumo privado, gracias al crecimiento sostenido del ingreso nacional disponible. Uno de los sectores fundamentales que aportó a dicho crecimiento fue 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

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expansión de las operaciones de los sectores económicos deben tomar en cuenta el suministro de energía, el cual permitirá la viabilidad de sus inversiones. 1.2.1. SECTOR REAL El sector real de la economía, las actividades económicas que se desarrollan en el país, ha presentado favorable dinamismo entre 2004 y 2014. Por el lado del gasto (cuyos componentes principales son la inversión, consumo y exportaciones), el crecimiento del PBI fue impulsado por la inversión privada que creció a altas tasas, llegando al 25,9% en 2010, siendo el crecimiento promedio anual 12,2% en el periodo analizado (ver Gráfico N° 5). La inversión privada se duplicó como porcentaje del PBI en dicho periodo, pasando de 12,5% en 2004 a 22% en 2014, una de las más altas de América Latina. Asimismo, la inversión pública real se ha triplicado en 2014 en comparación con 2004, debido a la holgura fiscal y las mejores condiciones de financiamiento que obtiene el sector público. Por consiguiente, la inversión pública como porcentaje del PBI se incrementó de 3,9% a 5%, en los últimos diez años. Gráfico N° 5: Crecimiento promedio anual de los componentes del PBI por el lado del gasto,

2004-2014 (%)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). Desde una perspectiva sectorial, mostraron mayor dinamismo los sectores no primarios, específicamente la construcción, comercio y servicios (ver Gráfico N° 6). Asimismo, dentro de la manufactura, predominó el crecimiento de la manufactura no primaria, la cual creció 6,5% en promedio entre 2004 y 2014. El sector que más aportó al crecimiento de la economía fue servicios, debido a que es el de mayor peso en la economía peruana y por su alto crecimiento. En este sector destaca el rubro de servicios financieros que creció a una tasa superior a 10% en la última década. Esto se evidenció en el crecimiento del crédito y la mayor penetración financiera en las regiones fuera de Lima. Asimismo, el sector comercio fue impulsado en las regiones por la inserción de supermercados, centros comerciales y tiendas por departamento a partir de 2005. Por ejemplo, el número de supermercados en regiones se incrementó de 1 en 2005, a 100 en 2014.

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Gráfico N° 6: Crecimiento promedio anual del PBI por sectores, 2004-2014 (%)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). 1.2.2. INFLACIÓN Y TIPO DE CAMBIO El Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) se encarga autónomamente de la política monetaria en el país. En 2002, el BCRP adoptó un esquema de Metas Explícitas de Inflación, este busca mantenerla dentro del rango de 1% a 3%, para lo cual su instrumento de política es la tasa de interés de referencia. La inflación en el periodo 2004 – 2014 fue en promedio 3%, en el techo de la banda objetivo del BCRP (ver Gráfico N° 7).

Gráfico N° 7: Inflación, 2004-2014 (Var. %)


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La mayor oferta de dólares en el país entre 2004 y 2012 impulsó al tipo de cambio a la baja (ver Gráfico N° 8). La caída del tipo de cambio real desde 2007 significó una menor competitividad de las exportaciones peruanas (14,4% en el periodo 2007 - 2012). Desde abril de 2013, el tipo de cambio inició una nueva fase de subida, producto de una mayor percepción de riesgo por la caída del precio de los metales y la posible subida de la tasa Fed.

Gráfico N° 8: Índice de tipo de cambio real, 2004-2014 (año base = 2009)


El fin de la expansión monetaria por parte del Fed, conocido como tapering, redujo el ritmo de expansión de la oferta de dólares en todo el mundo, lo que fortaleció el dólar. El efecto positivo, para Perú, de esta situación fue la subida del tipo de cambio, permitiendo recuperar parte de la competitividad internacional perdida en el periodo 2007 - 2012, de modo que el sector transable de nuestra economía (exportaciones no tradicionales y productos nacionales que compiten con las importaciones) pueda competir en mejores condiciones. El efecto negativo de la subida del tipo de cambio se manifiesta en efecto hoja de balance, es decir, el descalce que se produce al tener ingresos en soles y deuda en dólares; para ello, el BCRP inició un proceso de desdolarización del crédito y para fines de 2014 el coeficiente de dolarización se redujo a 39%. 1.2.3. SECTOR FISCAL En el periodo 2004-2014, el déficit fiscal se redujo de manera importante en comparación a décadas pasadas. Este fue positivo durante algunos años (ver Gráfico N° 9), lo que permitió el ahorro de recursos. La acumulación de superávit fiscal alcanzó S/. 40 244 millones en dicho periodo. Por ello, para fines de 2014, el gobierno posee 4,5% del PBI ahorrado en el Fondo de Estabilización Fiscal (FEF). Los niveles de deuda pública se han reducido de aproximadamente 45% del PBI en 2004 a 20% a fines de 2014 (ver Gráfico N° 9). El nivel de riesgo de la deuda pública ha disminuido debido a la mejora de las perspectivas económicas y la holgura fiscal que experimenta la economía. A pesar de los efectos de la crisis internacional y el bajo precio de los metales, el sector público continúa sólido, con importantes recursos ahorrados para realizar políticas anti cíclicas.

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Gráfico N° 9: Resultado Fiscal y Deuda Pública, 2004-2014 (% del PBI)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). Esto se refleja, en parte, en el menor riesgo país del Perú comparado con el promedio del riesgo de América Latina. De esta manera el índice Emerging Markets Bond Index Global Perú ("EMBIG Perú"), muestra una tendencia decreciente desde 2002 (con excepción del periodo de crisis financiera 2008 - 2009) y se ubica permanentemente por debajo del promedio de América Latina (ver Gráfico N° 10).

Gráfico N° 10: Riesgo País del Perú vs Latinoamérica, 2004-2014 (puntos básicos)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). En el periodo de análisis, la mayor recaudación por parte del Estado se ha traducido en mayor gasto en programas sociales y obras públicas. Se implementaron programas sociales como Juntos y Pensión 65, dirigidos a los sectores más vulnerables del país.

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2. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO La electricidad es una de las formas de energía más importantes en el mundo moderno. Su uso permite el funcionamiento de diversos tipos de equipamiento que son empleados para la producción de bienes, la provisión de servicios, entretenimiento, iluminación de las ciudades, entre otras actividades que configuran el día a día en las sociedades modernas. Por este motivo, la planificación y desarrollo de una industria eléctrica que abastezca de forma eficiente al mercado es imprescindible para el bienestar de las personas y la continuidad de las actividades económicas presentes y futuras. La importancia del sector eléctrico se puede apreciar en diversos ámbitos de la economía. Como actividad productiva que abastece un insumo básico, su desempeño está ligado al resto de industrias por lo que su medición permite realizar inferencias respecto al nivel de actividad económica de forma casi simultánea. La continua expansión del sector requiere de importantes inversiones, lo cual aporta positivamente al crecimiento económico a través de la demanda interna por bienes de capital y construcción de infraestructura. El impulso otorgado por el gobierno para su desarrollo, así como los esfuerzos del sector privado para concretar un número importante de proyectos, impulsaron la inversión en el sector, de modo que su crecimiento superó al de la inversión total del país. Al ser una actividad relativamente estable, las empresas del sector que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL) han aportado positivamente a las posibilidades de diversificación de los inversionistas del mercado de capitales nacional. Finalmente, el sector eléctrico aporta ingresos fiscales y brinda trabajo a un número importante de personas con distintos niveles de calificación.

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2.1. EN LA INVERSIÓN NACIONAL Las reformas del sector eléctrico, con la Ley de Concesiones Eléctricas (“LCE”) en 1992 y la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (“LGE”) en 2006, han permitido: alinear las señales de precios a las del mercado, reducir la incertidumbre de los agentes privados en la inversión en el sector, expandir la cobertura eléctrica, fortalecer y expandir las redes de transmisión, reducir las pérdidas de energía, incrementar la atención a consideraciones ambientales y la adopción de un marco institucional más adecuado para el desarrollo del sector. Durante el periodo 2004-2012, la inversión en el sector eléctrico mantuvo una tendencia creciente, liderada por el crecimiento de la inversión privada. Así, entre 2011 y 2012, la inversión en el sector experimentó el crecimiento más fuerte del periodo. Esta pasó de US$ 1 880 millones a US$ 2 739 millones. Sin embargo, en 2014 descendió a US$ 2 586 millones. No obstante, este monto se encuentra muy por encima de la inversión previa a 2012. Asimismo, desde 2008, la inversión privada del sector eléctrico es superior al del resto de la economía (ver Gráfico N° 11). La inversión privada representó 81% de la inversión total en el sector eléctrico en la última década (89% en 2014), nivel superior al registrado por la inversión privada total respecto a la inversión total nacional, que representó 79% en 2014. La inversión en el sector eléctrico creció a una tasa promedio anual de 23% en los últimos 10 años, por encima del dinamismo de la inversión en el país, que creció a una tasa promedio anual de 17% en mismo periodo. En el caso de la inversión pública, esta se ha enfocado en la expansión, reforzamiento y mantenimiento de las redes de baja tensión operadas por las empresas distribuidoras estatales. La tendencia de la inversión pública varía a lo largo del periodo estudiado, experimentando su punto alto en 2009 (US$ 435 millones). Sin embargo, los montos invertidos desde el 2007 en adelante son considerablemente mayores a los anteriores.

Gráfico N° 11: Inversión privada y pública en el sector eléctrico, 2004-2014 (millones de US$).

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM) y Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). La inversión en generación concentra la mayor participación en la inversión total del sector eléctrico (67% de la inversión total en el período 2005-2014) y es el segmento con mayor dinamismo en la última década. En 2014, se invirtieron US$ 1 829 millones en el segmento de generación, de los cuales 97% fue realizado por empresas privadas. Lo anterior responde a la importante participación del sector privado en el segmento, en respuesta a la creciente demanda nacional por energía eléctrica (ver Gráfico N° 12).

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Con la promulgación de la LGE en 2006, la remuneración de la transmisión se basa principalmente en el esquema de ingresos garantizados y costos obtenidos vía la adjudicación de contratos de concesión Build–Own–Operate–Transfer ("BOOT"). El segmento de transmisión es el segmento con menos incertidumbre y mayor participación privada en el sector eléctrico, debido al marco institucional actual. La estructura contractual y financiera en transmisión es ampliamente conocida por el mercado, facilitando su financiamiento. En la última década, se invirtieron US$ 1 918 millones (US$ 244 millones en 2014). A partir de 2009, la inversión en infraestructura de transmisión mostró un fuerte dinamismo explicado por la construcción de importantes líneas de alta tensión (500 kV) en el marco de la planificación de la transmisión nacional. Las empresas de distribución invirtieron US$ 401 millones en 2014, de los cuales 71% fue invertido por compañías privadas. En el período 2005-2014, la inversión en redes de transmisión y distribución creció a una tasa promedio anual de 28% y 12%, respectivamente. A través del Programa Nacional de Electrificación Rural, el estado ha impulsado la inversión en redes de baja tensión en las áreas rurales. Así, en los últimos diez años, se han invertido US$ 1 218 millones en electrificación rural, de los cuales 44% se realizaron en el período 2011-2014. En síntesis, el objetivo del estado es incrementar el coeficiente de electrificación en el ámbito rural, para mejorar la calidad de vida de los pobladores.

Gráfico N° 12: Inversión en el sector eléctrico por segmento, 2005-2014 (millones de US$)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

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2.2. EN EL PRODUCTO BRUTO INTERNO El crecimiento del sector eléctrico está altamente correlacionado con el desempeño de la economía nacional. Esto se debe a que todas las actividades económicas requieren del uso de energía eléctrica en diversas intensidades. Por este motivo, la evolución del sector eléctrico es considerada un indicador líder del desempeño de la economía y suele ser utilizada para realizar estimaciones sobre la misma. El valor agregado del sector eléctrico suele publicarse dentro del subsector electricidad, gas y agua. Según la estructura con año base 2007 del Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), la electricidad representa 80% del subsector electricidad, gas y agua, y 1,4% del PBI nacional (ver Cuadro N° 1).

Cuadro N° 1: Peso del subsector electricidad en el PBI (%)

Subsector electricidad, gas y agua

Peso en 2007 (%)

Electricidad 80%Gas 1%Agua 19%

Total Subsector 100%Peso Electricidad en PBI 1,4%

Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).

Entre 2007 y 2014, el índice de producción eléctrica creció a una tasa promedio anual superior a 6,5%, a pesar de la crisis financiera entre 2008 y 2009 (ver Gráfico N° 13).

Gráfico N° 13: Tasa de crecimiento anual del índice de producción eléctrica, 2007 - 2014 (Var. %)

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Cre

cim

ient

o El

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cida

d (V

ar. %

)

Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).

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2.3. EN EL MERCADO DE CAPITALES A diciembre de 2014, 19 empresas eléctricas listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL). La capitalización bursátil de estas empresas ascendió a S/. 24 725 millones, representando 6,9% de la capitalización bursátil del mercado de capitales local. Asimismo, el Índice General de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL), cuenta con la presencia de cuatro empresas del sector, cuya participación asciende a 7,34% del total (ver Cuadro N° 2).

Cuadro N° 2: Participación de las empresas eléctricas en el Índice General de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL), a diciembre de 2014

Empresas Eléctricas

Participación (%)

Luz del Sur 2,13%Edegel 2,29%Edelnor 1,54%Enersur 1,37%Total 7,34%

IGBVL

Fuente: Bolsa de Valores de Lima (BVL).

La coyuntura de debilitamiento de los precios internacionales de los metales a partir de 2013 tuvo un impacto negativo en el IGBVL, porque una parte importante de las cotizaciones en el mercado de capitales local corresponde a empresas del sector minero. Sin embargo, el Índice del Subsector Eléctricas ha mostrado un buen desempeño, a pesar de las fluctuaciones en el mercado. Este creció sostenidamente durante el período 2005-2014. Así, el Índice del Subsector Eléctricas creció 32% en 2014, pese a que el IGBVL cayó 6%. Aquello refleja la solidez del sector eléctrico en momentos de inestabilidad percibida por el mercado (ver Gráfico N° 14). En este sentido, las empresas del sector eléctrico representan una oportunidad importante para la diversificación del portafolio de los inversionistas locales. Gráfico N° 14: Evolución del Índice General de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL) e Índice

del Subsector Eléctrico, 2005-2014

Fuente: Informes Bursátiles Mensuales, Bolsa de Valores de Lima (BVL).

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2.4. EN LA RECAUDACIÓN En los últimos diez años, los tributos por impuesto a la renta del sector eléctrico se han incrementado en más del doble. Esto gracias al mayor volumen y valor de las ventas realizadas por las empresas del sector, así como una mejora en la eficiencia del sector expresada en la optimización de costos de operación y mantenimiento. En 2014, los aportes tributarios de las empresas del sector eléctrico por concepto de impuesto a la renta ascendieron a S/. 1 065 millones para una muestra de 44 de las 52 empresas del sector. Esto representa 4,3% del total de la recaudación por impuesto a la renta a personas jurídicas (S/. 25 031 millones). Por ello, en 2014, en el segmento de generadoras se recaudaron S/. 619 millones, en el de distribuidoras S/. 363 millones y en el de transmisoras S/. 83 millones (ver Gráfico N° 15). Gráfico N° 15: Ingresos tributarios por Impuesto a la Renta recaudados del sector eléctrico

Fuente: Osinergmin. Asimismo, en la última década los tributos pagados por las empresas de generación crecieron a una tasa promedio anual de 8,6%. Estas perciben los ingresos correspondientes a las ventas de energía y potencia en el mercado regulado y libre. El uso de fuentes baratas y eficientes de energía como el agua y el gas natural les han permitido mejorar progresivamente sus márgenes comerciales, lo cual se ve expresado en las utilidades del segmento. En el mismo período, las empresas distribuidoras y transmisoras, incrementaron sus aportes tributarios en tasas promedios anuales de 10,3% y 10,7%, respectivamente. Estas operan redes por lo que perciben peajes que son regulados por Osinergmin en base a sus costos de inversión, operación y mantenimiento.

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2.5. EN EL EMPLEO NACIONAL La actividad del sector eléctrico requiere de un alto componente de capital y las labores de operación, mantenimiento y gestión de la infraestructura del sector, requieren de mano de obra calificada. El empleo directo demandado por el sector eléctrico mostró un incremento sostenido en la última década, creció a una tasa promedio anual de 4,3%. Este crecimiento está ligado a los mayores requerimientos de personal asociados a la nueva infraestructura, así como a la gestión operativa y comercial requerida por las empresas del sector. Se estimada que el número de trabajadores en el sector eléctrico alcanzó 8 541 trabajadores en 2014 (ver Gráfico N° 16). A nivel de segmento, distribución emplea al 57% de la mano de obra del sector, mientras que la generación y transmisión 37% y 6%, respectivamente. Cabe resaltar, que el sector genera encadenamientos al requerir la provisión de bienes y servicios de parte de otras actividades, generando así un impacto positivo superior al de promover empleo indirecto. Gráfico N° 16: Evolución del número de trabajadores de empresas en operación del sector

eléctrico, 2005-2014

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM).

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3. MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA En la presente sección se analiza la estructura del mercado eléctrico el cual está compuesto por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SSAA). El mercado eléctrico, mediante el funcionamiento coordinado de los diversos agentes que están involucrados en los segmentos de la cadena de valor de la industria eléctrica (generación, transmisión y distribución) abastece a los usuarios conectados a las redes eléctricas. Los agentes interactúan en un mercado que se encuentra dentro de un marco institucional normado y fiscalizado por instituciones autónomas e independientes. El sector eléctrico es una industria conformada por el parque de generación de energía, el sistema de redes de transmisión y distribución. Cabe resaltar que la necesidad de la expansión de la oferta debe ajustarse al crecimiento de la demanda. En la actualidad, el sector eléctrico nacional es capaz de abastecer a los consumidores finales de forma eficiente y con altos niveles de seguridad de suministro porque se dispone de un margen de reserva importante.

Plaza de Armas Cusco - Perú

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3.1. SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO En 2014, el consumo de energía eléctrica per cápita ascendió a aproximadamente 1 293 kW.h (ver Cuadro N° 3). Este es un nivel relativamente bajo comparado con el resto de países de la región. Sin embargo, también refleja un espacio potencial para el crecimiento del sector eléctrico. En el mercado eléctrico, que incluye al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y sistemas aislados), la producción ascendió a 42 846 GW.h y las ventas a usuarios finales alcanzaron 37 717 GW.h, y el factor de pérdidas implícito del mercado fue 14%. La infraestructura de generación para abastecer al mercado eléctrico consistió en una capacidad instalada de 9 739 MW, con 50% de unidades que aprovechan recursos renovables como el agua, la energía eólica, solar y la biomasa. De esta capacidad instalada del mercado eléctrico, la potencia efectiva del SEIN ascendió a 8 908 MW. Considerando que la máxima demanda simultánea del SEIN fue 5 737 MW, el margen de reserva se estimó en 48%. En el caso de la infraestructura de transmisión, 21 589 km de líneas componen la red que transmite energía a todos los usuarios del mercado eléctrico, quienes ascienden a 6.4 millones (de los cuales, 299 se clasifican como clientes libres).

Cuadro N° 3: Indicadores seleccionados del mercado eléctrico, 2014

Consumo per cápita (kWh) 1 299

Producción (GWh) 42 846Hidráulica 20 704Térmica 20 549RER (solar/eólica) 457

Consumo (GWh) 40 031Factor de Pérdidas (%) 7%

Potencia Instalada (MW) 9 739Hidráulica 3 558Térmica 5 942RER (solar/eólica) 239

Potencia Efectiva (MW) 9 083Máxima Demanda (MW) 5 737Margen de Reserva (%) 40%

Longitud de Redes (km) 21 589

N° de Usuarios (miles) 6 432,7Regulados 6 432,4Libres 0,29

Información a 2014

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.

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3.1.1. ESTRUCTURA DEL MERCADO ELÉCTRICO El mercado eléctrico peruano involucra el desarrollo de tres grandes actividades para la provisión de energía eléctrica al usuario final: generación, transmisión y distribución (ver Gráfico N° 17). La energía eléctrica se produce con diferentes tecnologías y recursos. Así, en la actualidad operan diversas centrales hidroeléctricas, termoeléctricas, eólicas y solares; las cuales aportan en diferente proporción al abastecimiento de los usuarios finales. La actividad de generación es competitiva ya que no existen barreras para la entrada de nuevos competidores al mercado, sin embargo, aquellas centrales que cuenten con los mayores niveles de eficiencia en términos de costos operativos, serán las que produzcan energía de forma prioritaria. Asimismo, el Estado ha propiciado diversos mecanismos que promueven la inversión en proyectos de generación, los cuales son considerados relevantes para la diversificación de la matriz energética nacional, asegurando el suministro futuro de electricidad para los usuarios del sistema. Los usuarios se dividen en dos grupos: usuarios regulados y usuarios libres. Los primeros son aquellos usuarios que, por su bajo nivel relativo de consumo eléctrico, no pueden ser abastecidos en condiciones de competencia. Así, los usuarios regulados sólo pueden recibir servicio eléctrico, provisionado por la empresa distribuidora que cuenta con la concesión en el área de residencia o actividad del usuario. Este servicio se encuentra regulado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (Osinergmin). Por otro lado, los usuarios libres son aquellos que, por su nivel de consumo, se considera que pueden ser abastecidos en condiciones de competencia y pueden optar por el suministro de una empresa distribuidora o directamente de un generador. Ésta última opción es la más usada por los grandes usuarios libres.

Gráfico N° 17: Interacciones de los agentes en el Mercado Eléctrico

Generadoras

Transmisoras Distribuidoras Usuarios Finales

Usuarios Regulados (< 200 kW)

Usuarios Libres

(> 2,500 kW)

Compra intermedia por Licitación

(precio regulado)

200 kW > puede escoger régimen < 2,500 kW

Compra intermedia por contrato (precio libre)

Mercado Inter‐generadoras (precio spot= costo marginal

de c.p.)

Precios Libres

Precios Regulados

Sistema Garantizado

de Transmisión (peaje de

transmisión)

La actividad de transmisión consiste en el transporte de la energía generada en las centrales eléctricas hacia los usuarios finales. Se considera que esta actividad es un monopolio natural por tanto el peaje de transmisión es regulado por Osinergmin. Asimismo, las principales inversiones en esta actividad son planificadas por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) mediante el Plan de Transmisión, con el objetivo de contar con la infraestructura adecuada para la operatividad del sistema.

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Asimismo, los proyectos de transmisión son concesionados a empresas privadas con amplia experiencia internacional en la operación de redes, teniendo la responsabilidad de construir, operar y mantener la infraestructura de transmisión por el plazo estipulado en los contratos de concesión. La actividad de distribución consiste en la operación y mantenimiento de las redes de media y baja tensión que permiten suministrar electricidad a usuarios finales de determinadas zonas geográficas, así como las actividades de comercialización asociadas a la provisión del servicio eléctrico (facturación, atención al usuario, etc.). Se considera que ésta actividad es un monopolio natural ya que las empresas distribuidoras tienen concesión exclusiva dentro de los límites de su área de suministro. Los grandes usuarios libres principalmente contratan directamente con generadores, dado que el consumo de energía y sus transacciones se dan a una escala superior a la realizada por las distribuidoras. Así, se considera que los generadores son comercializadores mayoristas de energía eléctrica, mientras que las distribuidoras serían comercializadores minoristas. Las interacciones de los agentes se dan en tres principales mercados donde existe transacciones de energía y potencia. En primer lugar, se encuentra el mercado de contratos de negociación bilateral entre generadores y distribuidores y/o usuarios libres. En este mercado, los precios de energía y potencia, así como las condiciones comerciales, se establecen por negociación entre los agentes por lo que se denominan precios libres. En segundo lugar, en el mercado de contratos los precios de la energía son obtenidos mediante licitación, donde intervienen generadores y distribuidoras que adquieren energía para abastecer a los usuarios regulados de su zona de concesión, mientras que el precio de potencia es el establecido por el organismo regulador (Osinergmin). Finalmente, en el mercado de corto plazo es donde se realizan las transferencias de energía y potencia entre generadores. Estas se encuentran valorizadas al costo marginal de corto plazo y al precio de potencia regulado, respectivamente. Las transferencias se originan a partir de los desbalances entre la producción real de los generadores y la demanda de los usuarios con los cuales han establecido contratos de suministro. Así, aquellas empresas con una producción superior a la demandada por sus clientes se configuran como vendedoras netas, mientras que en el caso contrario se les considerará compradoras netas.

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3.1.2. INSTITUCIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO Las principales instituciones que intervienen en el sector eléctrico peruano se presentan en el siguiente gráfico (ver Gráfico N° 18):

Gráfico N° 18: Principales Instituciones Participantes en el Sector Eléctrico

Sector eléctrico peruano

Generación Transmisión Distribución

Rol normativo, promotor y concedente

Rol promotor

Rol regulador, fiscalizador y coordinador

Rol Normativo y Promotor: a) Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Responsable de establecer la política general del sector, regular el otorgamiento, terminación o caducidad de autorizaciones y concesiones para el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad, entre otras. El MEM creó diversas direcciones para la implementación de sus funciones: la Dirección General de Electricidad, la Dirección General de Eficiencia Energética, la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos y la Dirección General de Electrificación Rural.

b) Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Proinversión)

Agencia encargada de la promoción de la inversión privada y de conducir las licitaciones o los concursos públicos de proyectos integrales en las actividades del sector eléctrico. Rol Regulador, Fiscalizador y Coordinador: c) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (Osinergmin)

A cargo de velar por el cumplimiento de la normativa aplicable al sector, sancionar a quienes la incumplan, regular las tarifas eléctricas y elaborar los reglamentos y procedimientos complementarios a las normas del Ministerio de Energía y Minas. A partir de 2001, la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) se incorporó al Osinergmin creándose la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) con todas sus funciones, incluyendo la fijación de las tarifas reguladas y las licitaciones de generación con recursos energéticos renovables (RER).

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d) Ministerio del Ambiente (MINAM)

Creado en mayo de 2008, como organismo rector del sector ambiental. Ciertas funciones relativas al sector ambiental son realizadas por la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del MEM. e) Autoridad Nacional del Agua (ANA)

Creada en marzo del 2008, como ente rector y máxima autoridad técnico-normativa del sistema nacional de gestión de los recursos hídricos. f) Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual

(Indecopi)

Entidad encargada de velar por la competencia en el país, promoviendo el funcionamiento del mercado y defendiendo los derechos de los consumidores. Indecopi es responsable de velar por el cumplimiento de la ley antimonopolio y antioligopolio del sector eléctrico. g) Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

Entidad privada integrada por generadores, transmisores, distribuidores y clientes libres, que se encarga de la planificación y coordinación de la operación del SEIN al mínimo costo para garantizar la seguridad del suministro eléctrico. Asimismo, planifica el desarrollo de la transmisión del SEIN y determina y valoriza las transferencias de energía y potencia entre generadores. Las principales funciones del COES son: elaborar el Plan de Transmisión, planificar la operación del SEIN, diseñar y ejecutar los procedimientos en materia de operación del SEIN, y administrar y asegurar la competencia del mercado de corto plazo.

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3.1.3. BALANCE OFERTA DEMANDA Los sistemas eléctricos requieren la suficiente oferta disponible para abastecer continuamente la demanda evitando el racionamiento. Para mitigar ese riesgo, los sistemas eléctricos deben contar con un margen de reserva que les permita operar con un nivel de seguridad suficiente para enfrentar cualquier contingencia operativa. El margen de reserva del SEIN se ha recuperado después de alcanzar su punto más bajo de la última década en 2008, estimado en 19% (ver Gráfico N° 19). La oferta de generación ha crecido favorecida por el acceso al gas natural en la costa central del país. De este modo se ha configurado un centro energético en el distrito de Chilca, donde operan importantes empresas. A partir de 2009, hubo una mayor expansión de infraestructura de generación, principalmente de centrales termoeléctricas que utilizan el gas natural de Camisea (se destaca la puesta en operación comercial de la C.T. Chilca de Fenix Power en 2014). El crecimiento de la demanda fue impulsado por el mayor dinamismo de los clientes libres (en particular, del sector minero) y el progresivo crecimiento del consumo de los hogares en función de sus mejores ingresos y equipamiento; y la incorporación de nuevos usuarios al sistema. De este modo, la oferta y la máxima demanda crecieron a tasas promedio anual de 6,5% y 6,2% entre 2004 - 2014, respectivamente. Así, el margen de reserva del SEIN ascendió a 40% en 2014.

Gráfico N° 19: Balance de oferta y demanda del SEIN, 2004-2014 (MW)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

1 000

2 000

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8 000

9 000

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Margen de R

eserva (%)

MW

Potencia Efectiva SEIN

Máxima Demanda SEIN

Margen de Reserva (eje derecho)


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3.1.4. COSTO MARGINAL Y TARIFA EN BARRA El promedio del costo marginal de corto plazo fue S/. 69,7 por MW.h en 2014, lo cual representó una disminución de 3,8% respecto al promedio de 2013 (ver Gráfico N° 20). Esta caída es explicada por la mayor oferta hidroeléctrica y RER en las zonas norte y sur, lo cual permitió reducir los requerimientos de generación local en base a derivados de petróleo (limitadas a eventos de interrupción o emergencia). Asimismo, la operación a plena capacidad de las centrales de ciclo combinado con uso de gas natural ha permitido mantener los costos de operación en niveles relativamente estables y ha incrementado la capacidad de exportación de la zona centro para aliviar los déficits experimentados por las zonas norte y sur en épocas de estiaje. En 2008, la generación hidroeléctrica en diversas zonas del país se redujo por un estiaje particularmente seco, llevando el costo marginal a un pico de S/. 664,4 por MW.h debido a la necesidad de incrementar la producción termoeléctrica en base a derivados de petróleo. Esta situación llevó al Estado a tomar medidas para reducir la excesiva volatilidad del precio del mercado de corto plazo. Por ello, a través del DU N° 049-2008 se estableció el uso del costo marginal idealizado para las transacciones en el mercado de corto plazo y para propósitos de la programación de la operación del sistema. El costo marginal idealizado asume que la operación del sistema no cuenta con restricciones de transmisión ni de suministro de gas natural. Así, el precio experimentó una caída significativa y una reducción en su varianza. El DU N° 049-2008 también redujo el riesgo transaccional para abastecer a sus usuarios. De este modo, las generadoras pudieron ofrecer mejores precios por la energía.

Gráfico N° 20: Costo marginal de corto plazo y tarifa en barra, 2006-2014


Por otro lado, la tarifa en barra mostró un comportamiento estable en el período de análisis (ver Gráfico N° 21). En 2014, el promedio de ésta fue S/. 116,3 por MW.h, es decir, se incrementó en 6,4% con respecto al promedio de 2013 y fue 17,8% superior al promedio de los últimos diez años, (S/. 98,8 por MW.h). El incremento experimentado por la tarifa en barra en los últimos años ha respondido a la incorporación de cargos asociados a la seguridad energética al peaje de transmisión, como es el caso del cargo por Reservas Frías y los costos variables adicionales en que incurren las unidades de generación respecto del costo marginal idealizado (CVOA-CMg); el incremento de los peajes asociados a las nuevas líneas parte del Sistema Garantizado de Transmisión; los cargos por primas para la generación RER; y, finalmente, la actualización de los costos de generación, en particular, los asociados al abastecimiento de gas natural de Camisea por parte de las centrales generadoras.

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Gráfico N° 21: Componentes de la tarifa en barra, 2006-2014

Fuente: Osinergmin.

Además, con la entrada en vigencia de los contratos de largo plazo para el suministro de las empresas de distribución, el precio cobrado efectivamente al usuario se denomina Precio a Nivel de Generación (PNG). Este precio es el resultado de ponderar los precios de los contratos de largo plazo y los precios de los contratos bilaterales (valorizados a tarifa en barra) en base a la energía vendida a las distribuidoras mediante cada tipo de suministro. Así, el PNG registra niveles distintos a la tarifa en barra como reflejo de la actualización de los precios de los contratos de largo plazo.

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3.1.5. ANÁLISIS FINANCIERO DEL SECTOR ELÉCTRICO El presente análisis corresponde a las 19 empresas del sector eléctrico que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL): 9 generadoras, 8 distribuidoras y 2 transmisoras. Dado que la transparencia del mercado es una condición fundamental para el adecuado funcionamiento del mercado de valores, las empresas que listan en la BVL están obligadas a informar al mercado mediante estados financieros, memorias, hechos importantes, entre otros. Por lo tanto, la información financiera analizada en la presente subsección corresponde a las empresas subsector eléctrico que informan a la BVL. Asimismo, el análisis financiero realizado aquí difiere del análisis y procesamiento de la información económica financiera de las empresas del sector eléctrico que realiza trimestralmente Osinergmin en el marco establecido en el artículo 59° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, debido a que se basa en una muestra representativa, en términos de dimensiones (infraestructura, activos, etc.) de las empresas del sector eléctrico. El grupo de las 19 empresas que lista en la BVL opera 73% de la potencia instalada de generación, 53% de la longitud total de las redes de transmisión en alta y muy alta tensión y abastece a 70% de los usuarios finales del SEIN en 2014. Además, estas empresas son las más importantes en sus respectivos segmentos, porque sus activos ascendieron a US$ 11 363 millones en 2014, es decir, poseen casi el 80% de los activos totales del sector. 3.1.5.1. GENERACIÓN A nivel agregado, 55% de los activos de generación están financiados por capital propio y se cuenta con un ratio de apalancamiento (pasivos/patrimonio) cercano a 0,8 veces. Además, la deuda neta creció en 10,4% durante el año (ver Cuadro N° 4). Entre las empresas más importantes del Estado peruano se encuentra Electroperú. En 2014, sus pasivos son de alrededor de 22% su activo y registró incrementos superiores a 20% en efectivo, con lo cual ha reducido significativamente sus niveles de deuda neta. Las empresas generadoras privadas muestran niveles de endeudamiento superiores, pero saludables. Estos se encuentran asociados a la ejecución de diversos proyectos de inversión. Esto se puede apreciar en el caso de Enersur, que viene construyendo la central hidroeléctrica Quitaracsa (112 MW) y la central térmica Ilo (735 MW); y Kallpa, que compró la central térmica Las Flores (193 MW) a Duke Energy en el primer semestre de 2014. Los niveles de apalancamiento de Kallpa son superiores que el promedio del segmento. Además, su liquidez ha disminuido con respecto al 2013. No obstante, esta situación será transitoria, porque la ampliación de la capacidad de transporte del gasoducto de TGP en 2016 viabilizará el ciclo combinado de Las Flores (actualmente opera en ciclo simple). Por consiguiente, Kallpa tiene un alto potencial de crecimiento en el mediano plazo.

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Cuadro N° 4: Resumen del balance general de las empresas de generación que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), al 31/12/2014 (US$ MM)

Corr. No Corr. Totales Corto P. Largo P. 2014 2013 2014 2013

Enersur 11% 89% 1 724 15% 42% 43% 1,34 1,38 787 708

Edegel 13% 87% 1 550 10% 30% 60% 0,67 0,75 202 216

Electroperú 25% 75% 1 281 5% 17% 79% 0,27 0,27 -264 -218

Kallpa 12% 88% 730 21% 56% 23% 3,26 3,17 428 351

Duke Energy 21% 79% 364 9% 35% 57% 0,77 0,84 25 -45

Eepsa 34% 66% 203 10% 40% 50% 1,00 1,20 45 76

San Gabán 19% 81% 153 6% 13% 81% 0,23 0,38 0 13

Egesur 33% 67% 56 5% 10% 86% 0,17 0,18 -11 -7

Shougang 76% 24% 56 23% 6% 71% 0,41 0,34 -38 -31

Generación 17% 83% 6 117 12% 34% 55% 0,82 0,84 1 174 1 063

EmpresaActivos

PatrimonioPasivos/Patrimonio Deuda NetaPasivos totales

Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV). Las ventas de la muestra de generadoras ascendieron a US$ 2 268 millones correspondiente a las entregas de energía y potencia a través de contratos de suministro con distribuidoras (de corto y largo plazo) y clientes libres (ver Cuadro N° 5). Las ventas registraron un crecimiento de 1% con respecto a 2013, debido a los menores precios de energía en los nuevos contratos libres o su renegociación a la baja en algunos contratos vigentes. Aun así, el EBITDA del segmento de generación creció 4% que en la mayoría de los casos se debió a la reducción de costos provenientes de la adquisición de energía en el mercado spot. Así, el margen EBITDA alcanzó 49,3%, el más alto de la industria. Las únicas empresas que han registrado caídas son Duke Energy y Egesur. La primera vendió la central térmica Las Flores a Kallpa durante el primer semestre de 2014, con lo cual dejó de percibir los ingresos asociados a la operación de la central y la depreciación del año. Por otro lado, la empresa pública Egesur pagó la penalidad reconocida en laudo arbitral a favor de la constructora Ceba S.A., resultante de la controversia suscitada por la terminación del contrato de construcción de la conversión a GN de la central térmica Independencia (23 MW). Por otro lado, Eepsa, empresa subsidiaria de la italiana Enel, adquiere la energía necesaria para cubrir la demanda de sus contratos de concesión del mercado spot. Por ello, la caída del precio en este mercado incrementó su EBITDA en 59%. Las empresas del segmento que listan en la BVL y que han mostrado mayores niveles de rentabilidad con respecto a sus activos (ROA), son aquellas que cuentan con mayor generación hidroeléctrica: Duke Energy, Electroperú y San Gabán; o que cuentan con un portafolio de generación diversificado: Edegel (consolidado con Chinango) y Enersur. Estas empresas cuentan con mayores márgenes comerciales gracias a los bajos costos variables asociados a su porción de producción hidroeléctrica. En el caso del ROE, el alto nivel de rentabilidad reportado por Kallpa responde al nivel de apalancamiento de la empresa.

35

Cuadro N° 5: Resumen del estado de pérdidas y ganancias de las empresas de generación que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), 2014 (US$ MM)

ROA(2) ROE(3)

Enersur 619 1% 287 6% 46,4% 8,0% 18,7%

Edegel 599 13% 322 6% 53,8% 11,3% 18,9%

Electroperú 359 -7% 227 5% 63,4% 13,0% 16,1%

Kallpa 437 11% 157 10% 35,9% 7,3% 31,0%

Duke Energy 131 -8% 74 -10% 56,3% 14,5% 25,7%

Eepsa 89 7% 41 59% 46,1% 7,6% 15,1%

San Gabán 44 -25% 26 14% 59,1% 10,8% 13,3%

Egesur 17 -7% 4 -27% 24,9% 4,5% 5,3%

Shougang 33 5% 10 25% 29,7% 11,7% 16,5%

Generación 2 268 1% 1 119 4% 49,3% 10,3% 17,4%

Empresa Ventas Var. Anual(%) EBITDA(1) Var. Anual

(%)EBITDA(1)/

Ventas

Ratios de Rentabilidad

(1) EBITDA: Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones). (2) ROA: Return On Assets (tasa de retorno producida sobre el activo). (3) ROE: Return On Equity (tasa de retorno producida sobre el patrimonio).

Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV). 3.1.5.2. TRANSMISIÓN El financiamiento de los activos del sector varía por segmento. En el caso de transmisión sólo 35% corresponde al capital propio y ambas empresas que listan en la BVL registran altos niveles de deuda financiera de largo plazo (ver Cuadro N° 6). Esta última, la componen principalmente los bonos emitidos en el mercado de capitales local. El ratio pasivos/patrimonio se mantuvo constante en 1,9, el más alto de la industria. Además, la deuda neta asciende a US$ 733 millones, 12% mayor a la del 2013. Este crecimiento está asociado a la inversión en ampliaciones, construcción de nuevas líneas y mejoras en el equipamiento. Asimismo, ambas empresas registran niveles saludables de liquidez para honrar sus pasivos de corto plazo. Además, el costo de la deuda de largo plazo se mantiene competitivo. De acuerdo a los contratos firmados en la concesión de las líneas del sistema, el alto nivel de apalancamiento no representara un riesgo para los acreedores ya que el negocio de transmisión cuenta con un flujo de caja estable que permite remunerar los costos de capital, operacionales y de mantenimiento.

Cuadro N° 6: Resumen del balance general de las empresas de transmisión que listan en la

Bolsa de Valores de Lima (BVL), al 31/12/2014 (US$ MM)

Corr. No Corr. Total Corto P. Largo P. 2014 2013 2014 2013Transmantaro 7% 93% 952 3% 64% 33% 2,02 1,97 541 488REP 13% 87% 520 7% 55% 37% 1,69 1,79 192 165Transmisión 9% 91% 1 472 5% 61% 35% 1,90 1,90 733 653

Deuda NetaEmpresa

Activos Pasivos totalesPatrimonio

Pasivos/Patrimonio

Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV). La empresa Transmantaro registró un crecimiento de 12% en sus ingresos por actividades ordinarias (peajes y servicios a terceros). Aquello está asociado a la puesta en operación comercial de nuevas líneas de transmisión entre 2013 y 2014, para las cuales se le reconocen

36

ingresos mediante la regulación tarifaria (ver Cuadro N° 7). REP por su parte registró un crecimiento de sus ingresos de 24%, gracias a la ampliación de sus redes de alta tensión y a la ejecución de servicios de transmisión a empresas privadas con nuevas operaciones. Al reducir sus costos de ventas en 9%, REP ha registrado el mayor incremento en EBITDA y el mejor nivel de rentabilidad respecto a activos (ROA). Por lo anterior y por su nivel de apalancamiento, el ROE de la empresa asciende a 16,3%. Cuadro N° 7: Resumen del estado de pérdidas y ganancias de las empresas de transmisión

que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), 2014 (US$ MM)

ROA(2) ROE(3)

Transmantaro 191 12% 75 3% 39,2% 2,4% 7,3%

REP 133 7% 79 30% 59,6% 6,0% 16,3%

Transmisión 324 10% 154 15% 47,5% 1,9% 5,4%

Ratios de RentabilidadEmpresa Ventas

Var. Anual(%) EBITDA(1) Var. Anual

(%)EBITDA(1)/Ventas


Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV).

3.1.5.3. DISTRIBUCIÓN En el segmento de distribución, Luz del Sur (consolidado con Edecañete) y Edelnor cuentan con el 67% de los activos de la muestra de empresas (ver Cuadro N° 8) y atienden la demanda de la principal ciudad del Perú: Lima. La alta densidad poblacional, así como el mayor consumo por usuario ha facilitado que ambas empresas lleven a cabo importantes inversiones para mejorar la calidad del suministro. En 2014, 36% de sus activos han sido financiados mediante deuda de corto y largo plazo. Ambas empresas han recurrido activamente a la colocación de bonos en el mercado local. La deuda neta de ambas empresas se ha incrementado en 17% durante el año. En el caso de Luz del Sur el crédito se utilizó para la ejecución del proyecto hidroeléctrico Santa Teresa (98 MW). Edelnor, por su parte, viene realizando labores de ampliación y renovación de sus redes de media y baja tensión; y la construcción de una nueva subestación en Carabayllo. Por otro lado, los niveles de inversión de las empresas públicas han sido relativamente bajos en los últimos años. Las limitaciones que existen para su endeudamiento explica, en parte, la diferencia con respecto a sus pares privados. Así, la falta de inversión de estas empresas explica sus altos niveles de liquidez. Casi la totalidad de los pasivos están compuestos por cuentas por pagar y su ratio pasivos/patrimonio se ha mantenido relativamente constante. Hidrandina y Seal son las únicas empresas públicas de la muestra que han incrementado su deuda, la cual se ha destinado a financiar capital de trabajo e inversiones menores. El Estado se encuentra trabajando en mejoras al marco normativo que faciliten el endeudamiento de largo plazo para este grupo de empresas, para que puedan financiar sus inversiones.

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Cuadro N° 8: Resumen del balance general de las empresas de distribución que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), al 31/12/2014 (US$ MM)

Corr. No Corr. Total Corto P. Largo P. 2014 2013 2014 2013

Luz del Sur 12% 88% 1 308 15% 40% 46% 1,20 1,17 459 389

Edelnor 18% 82% 1 203 23% 38% 39% 1,56 1,48 335 290

Hidrandina 10% 90% 469 19% 9% 72% 0,38 0,41 20 16

Electro Sur Este 19% 81% 256 10% 3% 87% 0,15 0,15 -22 -21

Electro Dunas 14% 86% 162 18% 25% 57% 0,75 0,64 25 20

SEAL 26% 74% 156 18% 5% 77% 0,30 0,30 3 1

Electro Puno 26% 74% 134 9% 13% 78% 0,29 0,41 -20 -18

Electrosur 22% 78% 87 15% 16% 69% 0,44 0,51 -10 -4

Distribución 15% 85% 3 775 18% 29% 53% 0,88 0,86 790 673

PatrimonioDeuda NetaPasivos/Patrimonio

EmpresaActivos Pasivos totales


El valor de las ventas de las empresas de la muestra ascendió a US$ 2 433 millones y experimentaron un crecimiento de 13% en 2014 (ver Cuadro N° 9), el mayor de la industria. Esto se encuentra asociado al desempeño de las ventas de energía en el mercado regulado. Asimismo, la regulación tarifaria del VAD para 2014 incrementó el peaje de distribución en redes de baja tensión, con un impacto mayor para los usuarios de sectores típicos 2, 3, 4, 5 y 6 (es decir, fuera de Lima). Aquello explica los mayores crecimientos de EBITDA reportados por empresas como Electro Puno, Hidrandina y Seal. Cabe resaltar que Luz del Sur ha registrado un crecimiento importante en su nivel de ventas gracias a la regulación tarifaria mencionada previamente, al mayor consumo de energía de sus usuarios regulados y libres y al crecimiento del precio medio por usuario. Cuadro N° 9: Resumen del estado de pérdidas y ganancias de las empresas de distribución

que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), 2014 (US$ MM)

ROA ROE

Luz del Sur 898 16% 221 12% 24,6% 10,6% 23,4%

Edelnor 834 6% 208 1% 24,9% 8,6% 22,0%

Hidrandina 251 18% 51 30% 20,5% 4,8% 6,6%

SEAL 138 20% 28 25% 20,5% 9,1% 11,8%

Electro Sur Este 105 18% 26 12% 24,8% 4,3% 4,9%

Electro Dunas 101 19% 20 13% 20,2% 5,0% 8,8%

Electro Puno 53 17% 8 48% 14,2% 4,2% 5,3%

Electrosur 52 25% 8 5% 14,5% 5,6% 8,1%

Distribución 2 433 13% 570 10% 23,4% 8,0% 15,4%

Var. Anual

(%)

Var. Anual

(%)

Ratios de RentabilidadEmpresa Ventas EBITDA* EBITDA/

Ventas



38

4. ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA En 2014, la expansión del sector eléctrico ha continuado en línea con los requerimientos actuales y futuros de la demanda nacional. Esto se ha evidenciado en el crecimiento de la generación eléctrica mediante recursos energéticos eficientes y limpios, como son los recursos hídricos, el gas natural, y, cada vez con mayor relevancia, los recursos energéticos renovables (RER). Cabe resaltar, que el abastecimiento de la máxima demanda al 2014 se realizó sin utilizar combustibles más contaminantes como los derivados de petróleo y carbón. En el caso del sistema de transmisión, la expansión de las redes de alta tensión, con una mayor presencia de líneas a 500 kV en los enlaces centro-norte y centro-sur, ha permitido el incremento de la capacidad de transmisión hacia las diferentes áreas del país. Así, en 2014 el factor de pérdidas de transmisión mostró una reducción con respecto a lo registrado en 2013. No obstante, aún se vienen realizando inversiones importantes en el segmento, lo cual permitirá mejorar la eficiencia operativa del sistema de transmisión, en beneficio de los usuarios. La actividad de distribución por su parte ha seguido incrementando sus ventas a clientes regulados, en 2014 éstas crecieron 4,8%, evidenciando un sólido crecimiento del consumo interno, mayor equipamiento de los hogares y mayor cobertura eléctrica.

C.H. San Gabán (110 MW) – Puno - Perú

39

4.1. GENERACIÓN 4.1.1. INFRAESTRUCTURA DE GENERACIÓN La capacidad del sector eléctrico a nivel nacional incluye el parque de centrales de generación que abastecen al mercado eléctrico (SEIN y SSAA) y las que generan energía para uso propio de empresas. Al 2014, dicha capacidad instalada alcanzó los 11 203 MW al 2014 (ver Gráfico N° 22). En el periodo 2004-2014, la potencia instalada nacional creció a una tasa promedio anual de 6,1%, siendo el ritmo de expansión de la capacidad para abastecer el mercado eléctrico de 6,4% anual. La capacidad destinada a uso propio tuvo un crecimiento promedio anual fue de 4,1% en dicho período. En el 2014, 87% de la potencia instalada nacional, 9 739 MW, se destinó al abastecimiento de los consumidores del mercado eléctrico, mientras el 13% restante corresponde a las empresas que generan para su propio uso. En el caso de la potencia instalada destinada a uso propio, el crecimiento se ha basado en la necesidad de cubrir los requerimientos energéticos de industrias con operaciones en zonas remotas, aquellas con suficiencia de recursos para generar su propia electricidad y en menor porcentaje por aquellas con deficiente o nula conectividad al sistema interconectado nacional. Sin embargo, en la actualidad la expansión y reforzamiento de las redes ha permitido a diversas empresas optar por dar de baja sus instalaciones o mantenerlas como equipos de emergencia al tener una alternativa competitiva en el mercado eléctrico para el suministro continuo, registrándose así una caída de 1% en 2014. Gráfico N° 22: Potencia instalada del sector eléctrico nacional por mercado eléctrico y uso

propio, 2004-2014 (MW)


En la última década ha sido relevante el suministro de gas natural de Camisea hacia la costa central peruana, ya que ha posibilitado la expansión de la oferta de generación mediante centrales de gran capacidad y con tecnologías de mayor eficiencia térmica (como es el ciclo combinado) y con menor impacto ambiental que los derivados de petróleo y/o el carbón. En este sentido, la capacidad termoeléctrica destinada al mercado eléctrico creció a una tasa promedio anual de 11%, mientras que la capacidad hidroeléctrica creció a una tasa de 1,3%. Así, contar con un parque generador con importante capacidad termoeléctrica en base a gas natural tiene el beneficio de disminuir el riesgo hidrológico del sistema sin afectar la eficiencia relativa del mismo.

40

Desde 2008, el Estado ha realizado un esfuerzo importante en la promoción de las tecnologías que aprovechen los recursos energéticos renovables (RER): solar, eólico, biomasa, geotérmico e hídrico (centrales hidroeléctricas con potencia no mayor a 20 MW). Así, en 2014, 32 centrales RER han iniciado operaciones comerciales, cuya potencia instalada total fue de aproximadamente 517 MW, es decir, 5,3% de la potencia instalada total en el mercado eléctrico (ver Gráfico N° 23). En los próximos años se espera el ingreso en operación de diversas centrales hidroeléctricas pequeñas y eólicas, en línea con las adjudicaciones realizadas en las tres primeras subastas RER.

Gráfico N° 23: Potencia instalada del mercado eléctrico por tipo de tecnología, 2005 - 2014 (MW)


En 2014, ingresaron al SEIN aproximadamente 674 MW de nueva potencia efectiva, en la cual destacan por su dimensión, la entrada en operación de la segunda etapa de C.T. Fénix y la C.H. Huanza (ver Cuadro N° 10).

Cuadro N° 10: Centrales eléctricas que iniciaron operación comercial en 2014

Central Potencia Efectiva (MW)

C.T. Fenix (2da ETAPA) 376

C.H. Huanza 96

C.E. Cupisnique 80

C.E. Marcona 32

C.E. Talara 30

C.H. Runatullo III 20

C.H. Runatullo II 20

C.S. Moquegua FV 16

C.H. Canchayllo 4

Total 674


41

En el SEIN operan diferentes empresas vinculadas a grupos eléctricos internacionales, los cuales conjuntamente con la participación del Estado peruano representan casi la totalidad de la potencia efectiva del sistema. En el Cuadro N° 11, se muestra la participación de los principales generadores en el SEIN: Cuadro N° 11: Principales empresas por grupo económico en el segmento generación en el

SEIN, 2014

Grupo Económico País Empresa Potencia (MW)

Producción (GWh)

% de Potencia

Total

% de Producción

Total

Electroperú 1 027 7 041 11% 17%

Egasa 331 1 293 4% 3%

Egemsa 91 684 1% 2%

San Gabán 119 775 1% 2%

Egesur 59 273 1% 1%

1 627 10 066 18% 24%

Edegel 1 557 7 890 17% 19%

Chinango 196 958 2% 2%

Eepsa 277 455 3% 1%

2 030 9 303 22% 22%Engie (antes GDF Suez) Francia Enersur 1 902 7 098 21% 17%

IC Power Holdings Limited Israel Kallpa 1 172 5 924 13% 14%AEI Energy EEUU Fenix Power 575 1 512 6% 4%

Egenor 358 2 154 4% 5%Termoselva 192 380 2% 1%

550 2 534 6% 6%Statkraft Noruega Statkraft 268 1 728 3% 4%

Otros 1 125 3 631 12% 9%

9 248 41 796TOTAL SEIN

Estado Peruano Perú

Enel Italia

Duke Energy EEUU

Fuente: Comité de Operación Económica del Sistema (COES).

42

4.1.2. OPERACIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA 4.1.2.1. PRODUCCIÓN La producción de energía eléctrica a nivel nacional ascendió a 45 550 GW.h en 2014, de los cuales 94% fue abastecido por las empresas de servicio público al mercado eléctrico en el SEIN y SSAA y 6% fue generado por empresas que cuentan con instalaciones de autogeneración. En el período 2005-2014, la producción de energía eléctrica nacional creció a una tasa promedio anual de 6,5%, ritmo similar al experimentado por la actividad económica nacional. En el caso de la producción destinada al mercado eléctrico ascendió a 42 846 GW.h, un crecimiento de 5,4% respecto a 2013. En la última década la producción destinada al mercado eléctrico creció a una tasa promedio anual de 6,6%. Es decir, experimentó un mayor dinamismo que la producción para uso propio, porque el mercado eléctrico ofrece un suministro eficiente y de bajo costo. En el 2014, el 48% de la generación destinada al mercado eléctrico fue generado por centrales termoeléctricas, principalmente a gas natural, lo que ha permitido sustituir a los derivados del petróleo y el carbón por una tecnología limpia y de mayor eficiencia. En el período 2005-2014, la producción térmica creció a una tasa promedio anual de 14%, muy superior a la registrada por la de origen hidráulico (de centrales mayores a 20 MW) que creció cerca de 2% (ver Gráfico N° 24). Esta diferencia es explicada por la mayor relevancia obtenida por la generación a gas natural en la última década gracias al suministro del hidrocarburo desde Camisea a la costa central del país.

Gráfico N° 24: Producción del mercado eléctrico por tipo de tecnología,

2000-2014 (GW.h)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM). En este mismo período ha destacado el impulso a la generación en base a recursos energéticos renovables no convencionales (RER), lo cual ha permitido un mejor aprovechamiento de recursos energéticos disponibles en diversas áreas del país. La producción en base a RER creció a una tasa promedio anual de 98% en el período 2005-2014, y ha reducido la necesidad de generación local con derivados del petróleo en la zona norte y sur del país. En 2014, la producción en base a RER creció 25% respecto al 2013, dinamismo que se explica principalmente por el inicio de la operación comercial de las primeras centrales eólicas destinadas

43

a abastecer al mercado eléctrico. Estas en conjunto produjeron un total de 258 GW.h con lo que explicaron 20 puntos porcentuales del crecimiento experimentado por la producción RER. Asimismo, las RER pasaron a representar 4% de la producción destinada al mercado eléctrico en 2014 (ver Gráfico N° 25). Gráfico N° 25: Participación por tipo de tecnología en la producción de energía eléctrica del

mercado eléctrico, 2000-2014 (GW.h)


En 2014, 50% de la generación en base a recursos hídricos fue realizada por dos empresas: Electroperú y Edegel (ver Gráfico N° 26). Electroperú es la empresa pública de generación más grande del país y opera el Complejo Hidroeléctrico Mantaro. Así, Electroperú representó 33% de la generación hidráulica destinada al mercado eléctrico en 2014. Por otro lado, las empresas Duke Energy, Statkraft y Celepsa cuentan con una capacidad instalada de similar dimensión y en conjunto generaron aproximadamente 23% de la generación hidroeléctrica en 2014. En línea con lo estipulado en la Ley 29970 se propició la diversificación de fuentes energéticas como medida de afianzamiento de la seguridad energética nacional aprovechando la disponibilidad de un combustible económico y limpio como es el gas natural. Así, se puede apreciar que desde 2001 se ha dado una declinación sostenida de la participación de la generación hidráulica en la generación total destinada al mercado eléctrico, pasó de 89% en 2001 a 48% en 2014. El crecimiento de la producción térmica para abastecer a la demanda se dio primero con carbón y derivados de petróleo y, a partir de 2004, principalmente con gas natural de Camisea. Esto permitió abastecer a los consumidores con generación termoeléctrica con costos relativamente bajos, independientemente del periodo de tiempo.

44

Gráfico N° 26: Generación hidráulica por empresa en el Mercado Eléctrico, 2014 (GW.h)

Electroperú7 03833%

Edegel3 63317%

Duke Energy2 07110%

Statkraft1 7288%

Celepsa1 1675%

Chinango9584%

Enersur9214%

San Gabán7744%

Egasa7563%

Egemsa6713%

Otros1 8679%

Generación Hidráulica 2014: 21 586 GW.h


En el caso de la generación térmica se puede apreciar una mayor concentración de mercado. Así, cuatro empresas representaron 86% de la producción: Enersur (30%), Kallpa (28%), Edegel (20%) y Fenix Power (7%) (ver Gráfico N° 27). Estas empresas se caracterizan por contar con centrales termoeléctricas con tecnología de ciclo combinado que aprovecha el gas natural proveniente de Camisea. Esto les permite mantener niveles de producción relativamente estables durante el año, con un impacto positivo en el costo marginal de operación del sistema.

Gráfico N° 27: Generación térmica por empresa en el mercado eléctrico, 2014 (GW.h)

Enersur6 17730%

Kallpa5 92428%

Edegel4 25720%

Fenix Power 1 5137%

Egasa5373%

Eepsa4552%

Termoselva3802%

Termochilca3562%

Otros1 1626%

Generación Térmica 2014: 20 759 GW.h


45

Finalmente, la producción de las unidades de generación destinadas a uso propio ascendió a 2 703 GW.h en 2014 (ver Gráfico N° 28), lo cual equivale al 6% de la producción eléctrica nacional. La generación térmica representó 78% de la autogeneración, participación muy superior a la registrada en la producción destinada al mercado eléctrico. Esto se debe a que los principales autoproductores son empresas que cuentan con acceso a gas natural como Perú LNG o que se dedican a la industria de los hidrocarburos, cuyas operaciones se ubican en zonas remotas y sin acceso al SEIN, como es el caso de Pluspetrol. De hecho, ambas representaron 70% de la autoproducción con recursos térmicos. En contraste, en 2014, las empresas mineras representaron 83% de la autoproducción hidráulica en 2014, por su capacidad de acceso a recursos hídricos explotables en las zonas altoandinas.

Gráfico N° 28: Producción de las unidades de autogeneración por tecnología, 2000-2014 (GW.h)


C.H. Huanza (90,6 MW) – Huarochirí – Lima-Perú

46

4.1.2.2. COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA La máxima demanda del SEIN en 2014, es decir, el momento de mayor demanda simultánea del sistema, se registró el día 12 de noviembre a las 19:00 horas y ascendió a 5 737 MW (ver Gráfico N° 29). Esto equivale a un crecimiento de 2,9% con respecto a la máxima demanda de 2013 y se encuentra por debajo del crecimiento promedio anual de la última década que fue 6,2%. Lo anterior, se encuentra en línea con el menor crecimiento económico registrado durante el año. Por otro lado, en los últimos diez años, la máxima demanda del SEIN se ha incrementado en promedio 260 MW anualmente.

Gráfico N° 29: Máxima demanda del SEIN, 2004 - 2014 (MW)

Fuente: Informe Mensual de la Operación del SEIN, Comité de Operación Económica del Sistema (COES). En 2014, la cobertura de la máxima demanda del SEIN fue cubierto principalmente por energía eficiente (agua y gas natural). Además, se muestra un incremento importante en el suministro de potencia en base a recursos energéticos renovables (RER), es especial las centrales eólicas. En consecuencia, se evitó el uso de los derivados de petróleo y carbón para cubrir la máxima demanda del SEIN (ver Cuadro N° 12).

Cuadro N° 12: Cobertura de la máxima demanda por recurso energético, 2013-2014 (MW)

2013 2014

Agua 2 815 3 065 9%

Gas Natural 2 538 2 566 1%

Carbón 132 0 -100%

Residual 57 0 -100%

Diesel 0 0 -

Biomasa 33 14 -59%

Eólico 0 93 -

Total 5 737 5 575 3%

AñoRecurso Var. %

anual

Fuente: Informe Mensual de la Operación del SEIN, Comité de Operación Económica del Sistema (COES).

47

Entonces, el sistema estuvo en la capacidad estructural de abastecer a la demanda con recursos energéticos baratos y limpios en 2014 (ver Gráfico N° 30), lo cual ha tenido un impacto positivo en el costo marginal de la operación y el bienestar de los consumidores.

Gráfico N° 30: Abastecimiento eléctrico durante el día de máxima demanda por tecnología y

recurso (MW), 2014 12 de noviembre a las 19:30 horas

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

00:3

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023

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23:3

000

:00

Hidro RER Eólica Solar Biomasa Cogeneración Hidro

GNC CC GNC CS GNnC CS Carbón CS DP CC DP CS


48

4.1.3. GENERACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES - RER Durante la última década, los países han mostrado una mayor preocupación por el crecimiento sostenible de cara a los riesgos que enfrenta el planeta ante el calentamiento global. Entre los mecanismos que se han utilizado para disminuir el impacto de la actividad humana en el medio ambiente, se ha destacado la promoción del uso de recursos energéticos renovables (RER): solar, eólica, biomasa, geotérmica, e hídrica. Aquellos tienen un bajo impacto ambiental y son aprovechadas mediante diversas tecnologías. El Estado peruano ha formado parte en esta tendencia, ya que se identifican diversos beneficios de incorporar este tipo de tecnologías al parque generador nacional; disminuir la huella ambiental del sector eléctrico peruano en el abastecimiento de la creciente demanda; diversificar la matriz energética, reduciendo así el riesgo de suministro del sistema; y, disminuir la presión futura sobre recursos energéticos no renovables como el gas natural. Así, en 2008 se promulgaron el Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad RER (D.L. N° 1002), su respecto Reglamento (D.S. N° 050-2008), y otras normas como el D.L. N° 1058 y la Ley N° 28876 que buscan promover la inversión privada en este tipo de centrales. Entre los principales beneficios de la generación RER, se encuentra la prioridad en el despacho programado del sistema, pago de primas en la tarifa de energía, prioridad de conexión a redes de transmisión y distribución y beneficios de orden tributario. Asimismo, se establecen las subastas de energía RER, en las cuales se adjudican requerimientos de energía a proyectos de generación RER, respaldados por contratos de concesión. A estos últimos se le otorgan ingresos garantizados equivalentes a la energía adjudicada por el precio ofertado. El Estado también prioriza el acceso a energía eléctrica a la población de menores recursos, con generación de tecnologías RER, en especial las centrales solares, las cuales son de fácil instalación y mantenimiento, que permiten crear sistemas de mini redes en comunidades sin acceso a electricidad. Así, en 2013 se promulgó el Decreto Supremo de Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red (D.S. N° 020-2013-EM) con su respectivo reglamento. En septiembre de 2013, se publicó la convocatoria de la primera subasta RER para el suministro de energía en áreas no conectadas a la red, hasta 500 mil instalaciones RER Autónomas (sistemas fotovoltaicos). Así, en diciembre de 2014, el Ministerio de Energía y Minas dio la buena pro a la empresa Ergon Perú SAC, para la instalación, operación y mantenimiento de instalaciones en áreas de las tres zonas del país: norte, centro y sur, por un periodo de 15 años. A 2018, habrá 500 mil instalaciones que brindarán energía a la misma cantidad de hogares y lo más importante, 2 000 centros educativos de zonas rurales tendrán acceso a energía eléctrica por primera vez. Al 2014 se han realizado tres subastas RER en las cuales se adjudicó 3 422 GW.h, lo que requerirá la construcción de centrales de diversas tecnologías por un total de 874 MW. Asimismo, a diciembre de 2014 un total de 32 centrales de generación RER operaron comercialmente, destacando la incorporación de tres parques eólicos en dicho año; Cupisnique (83 MW), Marcona (32 MW) y Talara (31 MW). Es decir, 2014 es el primer año en el cual se suministró al mercado eléctrico del SEIN la generación con energía eólica. La capacidad total instalada de las RER en el Perú alcanzó los 516 MW en 2014, con una participación de 5,4% del total instalado en el SEIN (ver Cuadro N° 13). Al respecto, se inyectó al SEIN, 1 592 GW.h, que representó 3,8% del total generado. Asimismo, las centrales RER que generan energía a partir de la biomasa, biogás, solares y eólicas (sin considerar a las centrales hidráulicas pequeñas), alcanzaron una capacidad instalada de 316 MW (3,3% de la capacidad del SEIN) y una producción eléctrica de 685 GW.h (1,6% de la producción del SEIN), en 2014.

49

Cuadro N° 13: Centrales registradas bajo la clasificación de recursos energéticos renovables (RER) a 2014

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM). En 2014, la generación RER ascendió a 1 592 GW.h, esto equivale a un crecimiento de 25% con respecto a lo generado por dicho tipo de centrales en 2013. Asimismo, el 57% de la producción RER corresponde a las centrales hidroeléctricas no mayores a 20 MW, 16% de centrales eólicas, 13% de centrales solares y, finalmente, 14% de las centrales a biomasa. La generación RER ha tenido un crecimiento constante desde 2008, fecha donde se promulga el Decreto Legislativo de promoción de la Inversión para la generación RER (ver Gráfico N° 31). Gráfico N° 31: Producción mensual de las centrales de generación RER del SEIN, 2012-2014


GW.h

Subasta CentralPotencia Instalada

(MW)

Producción2014 Subasta Central

Potencia Instalada

(MW)

Producción2014

C.E. CUPISNIQUE 80,0 121,6 C.H. RUNATULLO III 20,0 17,3C.E. MARCONA 32,0 79,6 C.S. MOQUEGUA FV 16,0 5,0C.E. TALARA 30,0 55,2 C.H. CANCHAYLLO 5,0 0,1C.T. PARAMONGA 23,0 97,2 Sub total 41,0 22,4C.H. LAS PIZARRAS 20,0 99,6 C.H. RUNATULLO II 19,1 4,3C.S. PANAMERICANA SOLAR 20,0 51,5 Sub total 19,1 4,3C.S. MAJES SOLAR 20,0 47,9 C.T. MAPLE 37,5 49,0C.S. TACNA SOLAR 20,0 47,5 C.H. HUANCHOR 20,0 152,4C.S. REPARTICION 20,0 47,3 C.H. POECHOS I 16,4 62,0C.H. LA JOYA 10,4 57,9 C.H. PÍAS 1 12,6 86,5C.H. POECHOS II 10,0 50,6 C.T. CAÑA BRAVA 12,0 52,7C.H. CARHUAQUERO IV 10,0 73,1 C.H. QUANDA 2,9 19,5C.H. HUASAHUASI I 10,0 53,6 Sub total 101,4 422,2C.H. HUASAHUASI II 10,0 55,8 516,4 1 591,6C.H. SANTA CRUZ II 7,8 34,9C.H. SANTA CRUZ I 7,0 31,4C.H. CAÑA BRAVA 6,0 33,1C.T. HUAYCOLORO 5,1 30,3C.H. YANAPAMPA 4,2 28,1C.H. NUEVO IMPERIAL 4,0 26,5C.H. RONCADOR 3,8 16,1C.H. PURMACANA 1,8 3,8Sub total 354,9 1 142,7

1ra

2da

No adjudicadas en subasta

Total RER

3ra

50

En 2008, se estableció la meta de alcanzar 5% de generación RER (sin contar las centrales hidroeléctricas pequeñas) con respecto al consumo nacional de energía eléctrica. La participación RER en el consumo se ha incrementado sostenidamente desde la promulgación de la DL 1002, aunque aún se encuentra por debajo de la meta (ver Gráfico N° 32). Gráfico N° 32: Evolución de la participación de recursos energéticos renovables (RER) en el

consumo nacional de electricidad, 2004-2014 (en %)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM). La participación RER sobre el consumo nacional de electricidad se encuentra aproximadamente en 2% al 2014 (ver Cuadro N° 14).

Cuadro N° 14: Participación de RER en el consumo nacional de electricidad, 2014

Fuentes de Generación Generación GW.h(1)

Eólica 258Solar 199Biomasa 229Total 686Consumo Nacional 40 031

Meta Objetivo 2%

(1) No incluye la generación de centrales hidroeléctricas pequeñas. Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad RER (D.L. N° 1002).


0%

1%

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4%

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2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Gene

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ón R

ER /

Con

sum

o na

cion

al

(%)

Biomasa Solar Eólica Porcentaje objetivo

Año 2008: Inicio de promoción de la inversión para la generación de

electricidad RER

Porcentaje objetivo 5%

51

4.2. LA TRANSMISIÓN ELÉCTRICA 4.2.1. INFRAESTRUCTURA DE TRANSMISIÓN Con el objetivo de reforzar los enlaces existentes, así como garantizar la continuidad del servicio, las empresas de transmisión, generación y distribución han hecho un esfuerzo continuo para expandir la longitud de las líneas de transmisión de muy alta, alta y media tensión. Estas redes se encargan de transportar la energía a largas distancias, desde las centrales generadoras a los nodos principales desde los cuales se realizan los retiros para abastecer a los usuarios. Las más relevantes para el sistema de transmisión son aquellas con tensiones de 220 kV y 500 kV (ver Gráfico N° 33), debido a sus altos niveles de capacidad de transmisión. Además, permiten el transporte de energía eléctrica a largas distancias con factores de pérdidas menores a los de las líneas de menor tensión.

Gráfico N° 33: Longitud de las líneas de transmisión, 1995 - 2014 (km)


El Plan de Transmisión elaborado por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) ha cumplido un papel relevante en el desarrollo de la infraestructura de transmisión. Este documento es actualizado cada dos años y consiste en un estudio prospectivo para determinar los requerimientos de infraestructura de transmisión que permitan al sistema operar en condiciones óptimas. Así, identifica los potenciales puntos de congestión y propone proyectos de reforzamiento o construcción de líneas que se incorporarán al Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) del SEIN. El rol del Plan de Transmisión en la planificación del sistema ha sido esencial para permitir la expansión nacional de las redes, anticipándose así a eventos de restricción que afecten negativamente a los consumidores. En la actividad de transmisión también participan importantes empresas internacionales, siendo el Grupo ISA de Colombia, a través de Red de Energía el Perú, Transmantaro e ISA-Perú, el principal participante (ver Cuadro N° 15).

52

Cuadro N° 15: Empresas operativas del Sistema de Transmisión 2014

500 kV 220 kV 138 kV 60 - 75 kV 30 - 50 kVAbengoa Transmisión Norte 1 010 3 1 014 5%

Abengoa Transmisión Sur 890 60 949 4%

1 963 9%Consorcio Transmantaro 949 1 088 41 2 078 10%

Interconección Eléctrica ISA Perú 262 131 393 2%

Red de Energía del Perú 3 385 1 241 34 4 660 22%

7 130 33%Otras(1) 761 2 578 4 749 2 253 10 340 48%

1 838 8 241 4 368 4 889 2 253 21 589

(1) Corresponde a otras empresas del mercado Eléctrico y de uso propio.

Longitud de líneas de transmisión Participación (%)

Total (km)

Grupo económico EmpresaPaís

TOTAL

EspañaAbengoa

Grupo ISA Colombia

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM). 4.2.2. OPERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN ELÉCTRICA 4.2.2.1. PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN Y FLUJOS Las reformas del sector permitieron la mayor participación de la inversión privada en la operación del segmento de transmisión. Esto impulsó, en parte, que el factor de pérdidas del sistema de transmisión muestre una tendencia decreciente sostenida, reflejo de la modernización en el equipamiento de transmisión, fortalecimiento de las redes y el planeamiento de la operación por parte del COES. Así, el porcentaje de pérdidas de energía eléctrica en el Sistema Garantizado de Transmisión- SGT y Sistema Principal de Transmisión- SPT presenta una disminución de 4,4% en 2013 a 3,8% en el 2014 (ver Gráfico N° 34). Dichas pérdidas de transmisión registradas al 2014 fueron 1 590 MW.h y está relacionada con la producción del COES, que en el 2014 ascendió a 41 796 MW.h; habiéndose reducido el porcentaje de pérdida de transmisión a 3,8%. En los últimos años se ha experimentado un fuerte crecimiento de la demanda de energía en las zonas sur y norte, producto de la expansión y el desarrollo de importantes proyectos mineros como Antamina, Cerro Verde, Antapaccay, Toquepala y Cuajone, entre otros; así como por la creciente demanda de empresas industriales, comercios y residencias. Esto trajo consigo la necesidad de incrementar las exportaciones de energía desde la zona centro a las zonas norte y sur, las cuales cuentan con déficit de generación eficiente respecto a su demanda. Como resultado se presentaron eventos de congestión de las redes de transmisión, los cuales explican significativamente el reciente incremento del porcentaje de pérdidas.

53

Gráfico N° 34: Pérdidas de energía eléctrica en el SGT y SPT, 1995-2014 (%)

Fuente: Informe Mensual del SEIN – Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

La puesta en operación comercial de diversas líneas de transmisión como las líneas Zapallal-Trujillo 500kV y Trujillo-Chiclayo 500 kV en el enlace centro-norte y la línea Chilca-Marcona-Montalvo 500kV en el enlace centro-sur, han permitido la paulatina descongestión de las líneas, gracias al incremento de la capacidad de transmisión en dichos enlaces (ver Gráfico N° 35). Asimismo, la operación de nuevas centrales hidroeléctricas y RER en las zonas norte y sur del SEIN han reducido la necesidad de energía desde la zona centro. Se espera que el factor de pérdidas disminuya aún más en los próximos años, en beneficio de los consumidores, con la puesta en operación comercial de la línea Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo 500kV (enlace centro-sur), de las centrales del Nodo Energético del Sur y de las grandes centrales hidroeléctricas del sur.

Gráfico N° 35: Flujos de potencia en los enlaces, 2012-2014 (% respecto a capacidad de la

línea)


54

4.3. LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 4.3.1. MAPA DE CONCESIONES DE DISTRIBUCIÓN


55

Actualmente, existen 24 empresas distribuidoras de electricidad, compuestas por privadas como Luz del Sur (subsidiaria de Sempra Energy) y Edelnor (subsidiaria de Enel) cuya área de concesión es Lima, y Electro Dunas cuya área de concesión abarca la región sur medio del Perú (departamento de Ica y parte de los departamentos de Huancavelica y Ayacucho). Además, las empresas administradas por Fonafe (estatales) cubren la mayor parte del resto del territorio nacional (ver Cuadro N° 16).

Cuadro N° 16: Principales empresas distribuidoras de energía eléctrica, 2014

Grupo económico País Empresa Ventas a clientes finales (GW.h) Participación

Sempra Energy Estados Unidos Luz del Sur 7 200 32%Enel Italia Edelnor 6 659 29%

Electronorte Medio - Hidrandina 1 747 8%Electronoroeste 1 258 6%Electrocentro 700 3%Electronorte 761 3%

4 466 20%Otras 5 918 26%

22 782

Distriluz Perú

TOTAL


Luz de Sur SAA, Empresa de Distribución Electrica – Lima-Perú

56

4.3.1.1. OPERACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA 4.3.1.1. NÚMERO DE CLIENTES Las empresas de distribución atendieron a 6 438,8 miles de usuarios a nivel nacional a diciembre de 2014, esto representa un crecimiento de 4,7% respecto a lo registrado en diciembre de 2013. Este resultado es explicado principalmente por la incorporación de nuevos usuarios urbanos en la medida que las ciudades del país vienen creciendo, tanto horizontalmente como verticalmente. Además, el esfuerzo del Estado por incrementar el coeficiente de electrificación en áreas rurales, mediante el Programa Nacional de Electrificación Rural, ha tenido un impacto positivo en la conexión de nuevos usuarios en dichas áreas. Edelnor y Luz del Sur, ambas ubicadas en Lima, son las empresas que cuentan con el mayor número de usuarios a nivel individual, representando cerca de 35% del total (ver Gráfico N° 36). Asimismo, son las empresas distribuidoras con el mayor número de usuarios libres (83) gracias que en sus áreas de concesión se desarrolla una importante actividad industrial. Por otro lado, las empresas del grupo estatal Distriluz, atienden a 34% de los usuarios, con operaciones en diversas regiones del norte y centro del país. Además, suministran a importantes ciudades como Trujillo, Chimbote, Piura, Chiclayo, Huaraz, entre otras.

Gráfico N° 36: Participación de las empresas de distribución en el número de clientes finales a nivel nacional, en 2014 (%)

Edelnor20%

Luz del Sur15%

Hidrandina12%Electrocentro

10%

Electronoroeste7%

Electro Sur Este7%

Seal6%

Electro Oriente6%

Electronorte5%

Otros12%

Total de clientes: 6 438 759

Fuente: Osinergmin.

57

4.3.1.2. PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN El porcentaje de pérdidas en las redes de distribución ha mostrado una tendencia decreciente en el período 1995-2014, pasando de un máximo de 19,7% en 1995 a 7,3% en 2014 (ver Gráfico N° 37). El sostenido crecimiento de las ciudades y del consumo medio de los usuarios en la última década ha requerido de constantes inversiones para la modernización, reforzamiento y ampliación de las redes de baja tensión por parte de las empresas distribuidoras.

Gráfico N° 37: Pérdidas en distribución, 1995-2014 (%)


58

4.4. COMERCIALIZACIÓN Y PRECIOS 4.4.1. PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA En 2014, el precio medio de la energía eléctrica, definido como el ratio de facturación y cantidad de energía vendida, ascendió a S/. 223,6 por MW.h. Es decir, experimentó una caída de 17% con respecto a lo registrado en 2013 (ver Gráfico N° 38). En los últimos diez años, este ha mostrado una tendencia relativamente estable. Entre 2010 y 2013, se registró un período de incrementos producto de la incorporación de cargos por seguridad de suministro y generación RER en la tarifa de transmisión, así como por el crecimiento del precio del gas natural de Camisea, principal marcador de precios de la actividad. El precio medio del mercado regulado se ubicó en S/. 293,9 por MW.h, cayendo 11% con respecto a 2013; y el precio medio a clientes libres cayó en 29%. Esta diferencia de dimensiones se explica por la posibilidad existente para los clientes libres de renegociar los precios de energía y potencia establecidos en sus contratos en un contexto de desaceleración de la actividad económica y crecimiento de la capacidad de generación. En 2014, la demanda creció menos de lo esperado debido al menor crecimiento económico del año y el retraso de diversos proyectos mineros, mientras que la oferta siguió expandiéndose de acuerdo al plan de obras del sistema. Así, los costos marginales estuvieron en mínimos como reflejo de la regulación y el exceso de oferta. Además, se abrió una ventana de oportunidad beneficiosa para que los usuarios libres mejoraran las condiciones comerciales de sus suministros.

Gráfico N° 38: Precio medio por mercado, 1995-2014 (S/. por MW.h)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM). Existe una diferencia significativa entre los precios medios de los consumidores finales atendidos por empresas distribuidoras y generadoras (ver Gráfico N° 39). Los consumidores finales atendidos por generadoras son exclusivamente clientes libres. Los consumidores libres ubicados fuera de zonas de concesión de distribuidoras o conectados directamente a la red de transmisión están exentos de pagar el peaje de distribución. Por ello, la estructura del precio final de dichos clientes incorpora sólo costos de generación y transmisión, recargo por el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE) e IGV.

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En el caso de usuarios de distribuidoras, al ser principalmente usuarios regulados, cuentan con precios de energía y potencia regulados por Osinergmin y basados en los contratos de suministro de largo plazo firmado entre distribuidoras y generadoras, así como los costos marginales esperados del sistema. Asimismo, el precio final incorpora el peaje de distribución, el cual es mayor en las zonas con menor densidad poblacional debido a que los costos medios por usuario son mayores. Así, el precio medio a consumidores finales en el caso de generadoras fue S/. 131,9 por MW.h, 28% menor al precio medio registrado en 2013 y la mayor caída histórica en los precios medios de dicho mercado. Por otro lado, el precio medio de usuarios de distribuidoras ascendió a S/. 281,3 por MW.h, más del doble que el estimado para los usuarios de generadoras. En la última década, el precio medio de usuarios de distribuidoras ha tenido un crecimiento promedio anual nulo, mientras que en el mismo período el precio medio de usuarios de generadoras tuvo una caída promedio anual de 2,9%, como consecuencia de las distintas características para la formación de precios en ambos tipos de segmentos.

Gráfico N° 39: Precio medio por tipo de suministrador, 1995-2014 (S/. por MW.h)


4.4.2. VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES FINALES Las ventas de energía eléctrica a clientes finales ascendieron a 37 717 GW.h; de las cuales 39% fueron realizadas por generadoras, exclusivamente a clientes libres (ver Gráfico N° 40). Por otro lado, las ventas de las distribuidoras ascendieron a 61%. Sin embargo, sólo el 9% de las ventas de las distribuidoras se dirigió a clientes libres. En este sentido, de los 16 564 GW.h vendidos a clientes libres durante 2014, 88% correspondieron a ventas directas de generadoras, esto en línea con la ventaja competitiva de las generadoras en el mercado libre respecto a distribuidoras. En el caso de las ventas de distribuidoras, 60% de estas se dieron a usuarios del sector típico 1, es decir, Lima. Asimismo, 26% correspondió a ventas al sector típico 2, el cual incluye a ciudades como Arequipa, Trujillo o Piura; y el 15% restante se distribuyó entre los sectores típicos 3, 4, 5, 6, especial y rural.

60

Gráfico N° 40: Ventas a clientes finales por tipo de suministrador, 1995-2014 (GW.h)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM). 4.4.3. FACTURACIÓN A CLIENTES FINALES En 2014, la facturación a clientes finales ascendió a S/. 8 435 millones. Es decir, experimentó una caída de 6,6% con respecto a lo registrado en 2013 (ver Gráfico N° 41). Aquello es consecuencia de la caída del precio medio a los consumidores finales lo cual fue mayor al crecimiento de las ventas. Además, la facturación realizada por generadoras a sus clientes finales fue la más afectada ya que cayó 18%. Esta disminución ha estado por encima de la registrada en la facturación de distribuidoras que cayó 3% en 2014, debido a que los precios medios en el mercado libre sufrieron una caída significativa producto del escenario de sobre oferta.

Gráfico N° 41: Facturación a clientes finales por tipo de suministrador, 1995-2014 (S/. por

MW.h)


61

5. ANÁLISIS REGIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO El mercado eléctrico nacional, conformado por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SSAA), se extiende por todas las regiones del país. Existe una clara heterogeneidad en el mercado eléctrico a nivel regional que se explica por las diferencias en la disponibilidad de fuentes de generación como los recursos de energías renovables solar, eólico, biomasa y pequeñas hidroeléctricas menores de 20 MW de acceso al SEIN, presencia de usuarios con importante consumo de electricidad, densidad poblacional, entre otros. Las regiones de la zona centro se han consolidado como las principales en infraestructura y producción eléctrica, por el acceso al gas natural de Camisea y los recursos hídricos de las zonas montañosas. Debido a la disponibilidad de estos recursos, la zona centro tiene excedentes de generación eléctrica que permiten atender a las regiones de la zona sur y norte a un bajo costo de generación. Por otro lado, en las regiones de la zona sur se ha desarrollado una infraestructura de generación basada en derivados de petróleo, porque los clientes son principalmente usuarios libres mineros y la región cuenta con un nivel inferior de recursos eficientes. Finalmente, las regiones de la zona norte cuentan con capacidad de generación hidroeléctrica y con disponibilidad de gas natural (en menor escala que en el caso del gas natural de Camisea) por lo que son capaces de generar buena parte de sus requerimientos de energía. Aunque, también cuenta con un enlace de alta capacidad que les permite atender su creciente demanda de energía desde la zona centro, en caso sea requerido.

Parque Eólico de Talara – Piura – Perú (30 MW)

Central Solar de Tacna – Perú (20 MW)

62

5.1. INFRAESTRUCTURA DE GENERACIÓN La distribución de la capacidad instalada de generación entre las regiones responde a la disponibilidad de recursos aprovechables para la producción eléctrica. Esta distribución es heterogénea entre las regiones y ha configurado un parque generador altamente concentrado en la zona centro del país (ver Gráfico N° 42). De hecho, sólo entre Lima y Callao se encuentra 49% de la potencia instalada destinada al mercado eléctrico y 65% de la potencia instalada térmica. Esto se explica por la disponibilidad de gas natural de Camisea en la costa central del país (Lima e Ica), lo cual ha permitido la construcción de diversas centrales termoeléctricas que aprovechan dicho hidrocarburo. Asimismo, las regiones Lima, Huancavelica y Junín explican 69% de la potencia instalada hidroeléctrica para el mercado eléctrico. La geografía y disponibilidad hídrica de la sierra central del país ha sido propicia para la construcción de centrales hidroeléctricas de diversas dimensiones, como es el caso de Huancavelica que aloja al Complejo Hidroeléctrico de Mantaro, el más grande del país. Por otro lado, Moquegua ha pasado a ser la tercera región en términos de capacidad instalada gracias a la puesta en operación de la Reserva Fría de Ilo. Sin embargo, el parque térmico de esta región y de otras que no cuentan con gas natural y se constituye principalmente por unidades que utilizan derivados de petróleo (cuya operación está sujeta sólo a eventos de congestión o emergencia) y carbón. Sin embargo, en el caso de Piura y Ucayali la producción gasífera local ha permitido la generación de energía con dicho recurso, destacando las centrales de Aguaytía y Malacas. En contraste, la capacidad hidroeléctrica se encuentra relativamente diversificada entre las regiones fuera de la zona centro del país, destacando Arequipa, Ancash, Pasco, Cajamarca y Cusco.

Gráfico N° 42: Potencia instalada para el mercado eléctrico por regiones, 2014 (MW)


Otro aspecto relevante es la ubicación de las unidades de generación para uso propio (ver Gráfico N° 43). Estas son propiedad de empresas cuyas operaciones se ubican en zonas con poca accesibilidad al mercado eléctrico (en términos de existencia de redes y/o continuidad del suministro eléctrico) y/o con disponibilidad de recursos energéticos aprovechables de forma eficiente como gas natural, recursos hídricos y biomasa. Así, Lima es la región con la mayor potencia instalada para uso propio, principalmente por la alta presencia de actividad industrial, la disponibilidad de gas natural en la costa y los recursos hídricos en las zonas alto andinas. Aun así, en muchos casos dicha capacidad es utilizada para abastecer sólo parte de los requerimientos de energía de las empresas propietarias (o sirven como unidades de respaldo ante interrupciones del suministro), mientras que la otra porción es abastecida por el mercado eléctrico.

63

En contraste, Loreto alberga importantes operaciones petrolíferas que se desarrollan en áreas remotas y sin accesibilidad al mercado eléctrico, lo que explica la necesidad de unidades de generación que producen energía de forma permanente para permitir la continuidad de las operaciones. Por otro lado, regiones como La Libertad, Arequipa, Ancash y Cajamarca cuentan con una relevante presencia minera y/o manufacturera que requirió la instalación de unidades de respaldo debido a la fragilidad de sus sistemas eléctricos en el pasado. En la actualidad, el reforzamiento de las redes ha permitido que las unidades de autogeneración de muchas empresas funcionen sólo ante emergencias.

Gráfico N° 43: Potencia instalada para uso propio por regiones, 2014 (MW)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM). 5.2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA La participación de las regiones en la producción de energía eléctrica a nivel nacional responde principalmente a la composición tecnológica de su infraestructura de generación y a la relevancia de los autoproductores respecto de la capacidad instalada total. Asimismo, la programación del despacho de las centrales de generación del SEIN por parte del COES, responde a una lógica de minimización del costo de operación por lo que prioriza la producción de centrales hidroeléctricas, RER y termoeléctricas a gas natural. Por este motivo, las regiones pueden producir energía en niveles muy por encima de su demanda local, siendo los excedentes de energía utilizados por todos los usuarios que estén conectados al sistema. De esta forma, Lima produjo 48% de la energía eléctrica destinada al mercado eléctrico (ver Gráfico N° 44), la cual no sólo sirvió para abastecer a la demanda local, sino también para abastecer a otras regiones del país mediante el sistema de transmisión. Por otro lado, el orden de relevancia de las regiones en la producción de energía es distinto respecto al de la capacidad instalada. Esto se debe a que las unidades más eficientes son las que despachan energía, con lo cual aquellas regiones que cuentan con gas natural, recursos hídricos o RER son también las principales productoras. Este es el caso de Huancavelica, Junín, Ancash y Pasco; regiones que luego de Lima, son líderes en la producción hidroeléctrica.

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Gráfico N° 44: Generación de energía eléctrica por regiones, 2014 (GW.h)


El caso de Loreto es particular, ya que tanto el abastecimiento de la ciudad de Iquitos como de las empresas que explotan hidrocarburos en los diversos lotes de la región requiere de la utilización de derivados del petróleo a pesar de contar con importantes recursos hídricos en la región. Asimismo, en el caso de las regiones Loreto, La Libertad y Lambayeque parte importante de la producción se destinó al uso propio de las empresas propietarias de las unidades de generación (ver Gráfico N° 45). En el caso de Lima, 37% de la autoproducción fue realizada por centrales hidroeléctricas, propiedad de empresas mineras cuyas operaciones se ubican en la zona andina de la región. Este es el caso de las regiones Junín y Pasco, ambas con importante presencia minera y disponibilidad de recursos hídricos. Por otro lado, la autoproducción térmica en las regiones de La Libertad, Ica y Ancash fue explicada principalmente por empresas agroindustriales y pesqueras. Cusco y Piura por su parte albergaron autogeneración destinada principalmente al sector hidrocarburos, por la presencia de importantes operaciones de extracción, fraccionamiento y refinación de gas natural y petróleo.

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Gráfico N° 45: Autoproducción por regiones, 2014 (GW.h)


5.3. NÚMERO DE CLIENTES En 2014 se reportó la existencia de aproximadamente 6 427 500 millones de clientes, de los cuales 299 fueron clientes libres (ver Gráfico N° 46). La distribución de los clientes a nivel regional responde a la población, densidad poblacional y nivel de actividad económica en cada una de las regiones. Así, Lima alberga a 33% de los clientes regulados lo cual es reflejo de la participación de la región en la población nacional. Le siguen Piura, La Libertad y Arequipa (regiones costeras con importantes ciudades) que en conjunto representan 18% del total de usuarios regulados. Cabe destacar, que las 12 principales regiones en términos de número de usuarios, explican 82% del total, siendo esto reflejo de la heterogeneidad demográfica entre las regiones del país.

Gráfico N° 46: Número de clientes regulados por región, 2014

Lima: 2 126 462; 33%

Piura: 398 615; 6%

La Libertad: 383 422; 6%

Arequipa: 371 475; 6%Junin: 308 264; 5%

Cusco: 304 408; 5%

Lambayeque: 263 992; 4%

Puno: 248 114; 4%

Ancash: 240 203; 4%

San Martin: 220 524; 3%

Callao: 214 802; 3%

Ica: 194 385; 3%

Otros: 1 152 536; 18%

Total Clientes Regulados 2014: 6 427 201


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Lima (32%) y Callao (12%) concentran en conjunto poco más de la mitad de los usuarios libres a nivel nacional (ver Gráfico N° 47), esto en línea con la relevancia de estas regiones para la industria y el comercio. Le siguen las regiones de Ica, Arequipa, Junín y Pasco, que cuentan con casi 25% de los usuarios libres, perteneciendo estas regiones a rubros relacionados a actividades primarias como la minería, pesca y no primaria como la agroindustria. Se espera que en los próximos años las regiones tengan un crecimiento importante en el número de usuarios libres, por el desarrollo de nuevos proyectos de inversión en capacidad productiva. Además, la expansión de las actividades industriales y comerciales impulsará la incorporación de nuevos usuarios libres al sistema.

Gráfico N° 47: Número de clientes libres por región, 2014

Lima; 118; 39%

Callao; 37; 12%Ica; 25; 8%

Arequipa; 20; 7%

Junin; 13; 4%

Pasco; 12; 4%

La Libertad; 11; 4%

Piura; 11; 4%

Ancash; 9; 3%

Cusco; 8; 3%

Huancavelica; 8; 3%

Cajamarca; 5; 2% Otros; 22; 7%

Total Clientes Libres 2014: 299


5.4. VENTAS DE ENERGÍA La heterogeneidad en los volúmenes de ventas de energía a nivel regional es reflejo del número de usuarios regulados, de su consumo medio y de la intensidad de uso de energía eléctrica por parte de los usuarios libres. Así, se pueden apreciar distintos niveles de participación de las ventas a usuarios libres respecto del total (ver Gráfico N° 48). Lima concentra 43% de las ventas totales y 55% de las ventas a usuarios regulados, pero sólo 27% de las ventas a usuarios libres. Arequipa, Ica, Junín, Ancash y Moquegua representan en conjunto sólo 14% de las ventas a usuarios libres. No obstante, explican 47% de las ventas a usuarios libres. Lo anterior es consecuencia de la presencia de importantes actividades mineras: Cerro Verde en Arequipa, Shougang en Ica, Toromocho en Junín, Antamina en Ancash y las operaciones de la Southern Perú Copper Corporation (SPCC) en Moquegua. Por otro lado, luego de Lima, las principales regiones en términos de ventas se ubican en la costa del país. Aquello se debe a la distribución de la población y de las actividades productivas a nivel nacional.

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Gráfico N° 48: Ventas de energía eléctrica por región y mercado, 2014 (GW.h)


Mediciones de flujo de agua en el Río Huallaga – Huánuco - Perú

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6. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO Y DE RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES

Perú cuenta con uno de los mayores números de regiones geográficas, climas y ecosistemas en el mundo. Así, posee abundantes recursos naturales que podría aprovechar para el desarrollo de sus habitantes. Una de las fuentes de energía más importantes para las sociedades modernas es la eléctrica, por lo cual el acceso del país a fuentes energéticas que permitan su producción y provisión a las familias, instituciones y empresas es fundamental para su desarrollo. En el caso de Perú, la existencia de la Cordillera de los Andes ha facilitado el acceso a recursos hídricos provenientes del deshielo de sus glaciares, nevados y las lluvias. Asimismo, la explotación de los yacimientos gasíferos de Camisea provee de combustible barato y limpio a la industria eléctrica, manufacturera, comercial y a los hogares. No obstante, el gas natural es un recurso no renovable, es decir, cuenta con un período de vida determinado por el tamaño de las reservas contenidas y requiere de inversiones continuas en exploración que permita identificar nuevos yacimientos explotables para asegurar su disponibilidad en el largo plazo. En ese sentido, es esencial que los países incrementen el aprovechamiento de recursos energéticos que sean renovables. Perú, además de poseer recursos hídricos y térmicos, cuenta con un alto potencial aprovechable de vientos, radiación solar, biomasa y energía geotérmica. En los últimos años, el gobierno ha impulsado el desarrollo de esta rama de la industria eléctrica. Para ello, ha centrado cada vez más la atención en la determinación del potencial real de estos recursos, así como de las formas más eficientes para aprovecharlos. Las regiones con energías renovables disponibles tendrán beneficios económicos y ambientales, en la medida que el aprovechamiento actual y futuro de los recursos permita sustituir la generación en base a derivados de petróleo y carbón. Esto tiene un impacto positivo en los índices de contaminación del aire, ya que se puede abastecer parcialmente la demanda de los habitantes mediante producción local de energía limpia. Asimismo, la existencia de recursos alternativos a los combustibles y el agua reducen el riesgo de suministro al diversificar la matriz energética y reducen el impacto de posibles racionamientos en situaciones de restricción o escasez. Además, la disponibilidad de ciertas energías aprovechables en pequeña escala supone una alternativa para llevar energía a las zonas más aisladas del país.. Los estudios realizados para evaluar el potencial de las energías renovables para su aprovechamiento mediante generación eléctrica muestran una diversidad de oportunidades a lo largo de todo el país. En el caso de la energía eólica, se estima que el potencial aprovechable sería cercano a 22 000 MW, siendo las zonas costeras de Ica, La Libertad, Lambayeque y Piura las de mayor disponibilidad de vientos. Por otro lado, la intensa radiación solar en la costa sur del país, así como la extensa superficie disponible, la configura como un potencial nodo de generación solar que abastecería a las regiones del sur con energía limpia durante horas del día. Finalmente, se han desarrollado estudios para determinar la factibilidad de aprovechar la energía geotérmica de las zonas volcánicas del país. Así, se estima que esta podría ascender a 2 860 MW.

Río Huallaga – Huánuco - Perú

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6.1. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO Desde la década del 70 hasta la fecha, se han realizado tres estudios sobre el potencial hidroeléctrico nacional: (i) Consorcio Alemán Lahmeyer-Salzgitter (1979), (ii) Halcrow (2011) y (iii) estudio del US Geological Survey (USGS) (2013). Estos se realizaron independientemente. Los objetivos de los estudios fueron determinar el potencial hidroeléctrico del país y los proyectos de hidroeléctricos óptimos. La conclusión de los estudios señala que el país cuenta con un potencial muy alto para la generación hidroeléctrica que permitirá acompañar el desarrollo económico y el crecimiento futuro de la demanda, a pesar de que cada estudio cuenta con metodologías y enfoques distintos. En el caso del estudio del Consorcio Alemán, se buscó determinar el potencial teórico como medida de los recursos naturales disponibles para la producción de energía. Luego se estimó un potencial técnico que hace referencia a los recursos explotables sujetos a limitaciones técnicas y de costo (es decir, se basa en proyectos factibles). Dicho estudio concluyó que el potencial teórico ascendía a 206 378 MW, mientras que el técnico sería de 58 937 MW (ver Cuadro N° 17).

Cuadro N° 17: Potencial hidroeléctrico nacional estimado (MW)

Vertiente Estudio Alemán

Estudio Halcrow Estudio USGS

Pacífico 29 527 28 878 28 717Atlántico 176 287 139 117 183 543Titicaca 564 1 168 566

Total 206 378 169 163 212 826

Pacífico 8 575 16 255Atlántico 57 179 118 822Titicaca 87 300

Total 58 937 65 841 135 377

Potencial Teórico

Potencial Técnico

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM). Por otro lado, en 2011 el estudio del Consorcio Halcrow-Oist se centró en la determinación del potencial hidroeléctrico para proyectos en el rango de 1 a 100 MW, es decir, centrales hidroeléctricas de pequeña y media escala. A pesar de las limitaciones de información histórica de diversas cuencas, el estudio estima el potencial teórico aprovechable (excluyendo zonas de amortiguamiento o con concesiones previas) y el potencial técnico. Para ello, utiliza técnicas de medición más modernas. La estimación del potencial técnico, se basa en una medida técnico-económica que establece de forma preliminar la factibilidad de los proyectos. Este estudio señala que el potencial teórico aprovechable sería de aproximadamente 169 163 MW. Del total, 82% del potencial teórico se encuentra en la vertiente del Atlántico, debido a la existencia de ríos de gran caudal y condiciones favorables para el desarrollo de centrales hidroeléctricas de diversas dimensiones. Asimismo, el potencial técnico aprovechable asciende a 65 841 MW. Según el estudio, mientras que en la vertiente del Atlántico el potencial técnico equivale a 41% del potencial teórico, en la vertiente del Pacífico este ratio es cercano a 30%. Finalmente, en el caso del estudio de USGS en 2013, la metodología empleada aprovechó la información satelital existente. Sin embargo, para la determinación del potencial técnico sólo consideró los proyectos factibles con la tecnología actual, sin tener en cuenta restricciones económicas o de otro tipo. Este estudio estimó que el potencial hidroeléctrico bruto asciende a aproximadamente 212 826 MW. Es decir, es similar al estimado por el anterior estudio de 1979. Sin embargo, el potencial técnico se determinó en 135 377 MW.

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Las diferencias metodológicas respecto al impacto de los factores económicos en la factibilidad de los proyectos hidroeléctricos explican la amplia diferencia respecto al resto de estudios. En ese sentido, el resultado obtenido por USGS es preliminar hasta la culminación de los estudios de proyectos de factibilidad respecto del potencial aprovechable de forma técnica y económicamente factible. Como se puede apreciar en el Gráfico N° 49, el potencial hidroeléctrico técnico se encuentra en un rango entre 58 937 MW y 135 377 MW. Es decir, para 2014, se ha aprovechado sólo entre el 3% y 6% del potencial hidroeléctrico nacional. Asimismo, el potencial hidroeléctrico equivale a un monto entre 10 y 23 veces mayor que la potencia demandada por el SEIN en 2014. Por otro lado, el potencial en la vertiente del Atlántico asciende a una magnitud considerable y sólo en el caso de centrales entre 1 y 100 MW, es de alrededor de 57 179 MW. Esto implica que en las próximas décadas el foco de desarrollo del parque generador hidroeléctrico podría centrarse en las regiones de la sierra y selva del país, dinamizando la inversión en esas zonas. Las inversiones asociadas al aprovechamiento del potencial en la vertiente del Atlántico se encuentran entre los US$ 132 mil millones y US$ 274 mil millones. Es decir, asciende a un monto comprendido entre 65% y 135% del PBI de 2014.

Laguna de Llanganuco – Ancash - Perú

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Gráfico N° 49: Mapa del potencial técnico por cuencas según estudio de USGS

Fuentes: Evaluación del Estudio del Potencial Hidroeléctrico del Perú, US Geological Survey. Corporación Andina de Fomento -CAF (2013).

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Región Potencial Total

Potencial Aprovechable

Amazonas 1 380 6Ancash 8 526 138Apurimac 0 0Arequipa 1 992 1 158Ayacucho 114 0Cajamarca 18 360 3 450Callao 0 0Cusco 0 0Huancavelica 0 0Huánuco 54 0Ica 18 360 9 144Junin 48 0La Libertad 4 596 282Lambayeque 2 880 564Lima 1 434 156Loreto 0 0Madre De Dios 0 0Moquegua 144 0Pasco 0 0Piura 17 628 7 554Puno 162 0San Martín 504 0Tacna 942 0Tumbes 0 0Ucayali 0 0Total 77 124 22 452

6.2. POTENCIAL EÓLICO De acuerdo con el Atlas Eólico del Perú, elaborado en 2008 por encargo del MEM, el potencial total eólico del país asciende a 77 394 MW, mientras que el potencial aprovechable es de alrededor de 22 452 MW (ver Gráfico N° 50). Esta última medida ajusta el potencial total por factores que reducen la factibilidad de desarrollar un proyecto eólico como la accesibilidad de las zonas (por altitud o empinamiento del terreno); encontrarse en una zona poblada o protegida; o interponerse a ríos y lagos. Cabe destacar que esta estimación no considera el potencial off-shore, es decir, en el mar peruano. Países como Inglaterra y Dinamarca ya explotan los vientos de sus mares para la producción de energía eléctrica. Por este motivo, el potencial aprovechable futuro podría ser incluso mayor en la medida que los costos de la tecnología se vayan reduciendo. Las regiones con el mayor potencial aprovechable son Ica, Piura, Cajamarca y Arequipa. Así, al estar ubicadas al sur y norte del país, permiten desconcentrar la generación de energía y atraer inversiones. Asimismo, con 142 MW instalados en el SEIN en 2014, sólo se ha aprovechado 0,6% del potencial, motivo por el cual las perspectivas de crecimiento de la energía eólica son promisorias. Una de las principales características del recurso eólico, es la falta de control en la operatividad, debido a las fluctuaciones en el nivel de los vientos, la producción de los aerogeneradores no puede ser gestionado por el operador del sistema eléctrico; a diferencia de una termoeléctrica o hidroeléctrica que pueden regular su generación de forma discrecional. Por estos motivos, es muy importante identificar los emplazamientos idóneos para la construcción de parques eólicos que puedan explotar técnica y económicamente este tipo de energía.

Gráfico N° 50: Mapa del viento medio anual a 80 metros y Potencial por región (MW)

Fuente: Atlas Eólico del Perú, Ministerio de Energía y Minas (MEM).

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6.3. POTENCIAL SOLAR El Perú cuenta con altos niveles de radiación solar que hacen factible la implementación de parques solares para el abastecimiento de energía eléctrica al SEIN y a sistemas aislados. De acuerdo a las mediciones de incidencia de energía solar diarias realizadas por SENAMHI por encargo del MEM, la zona con el mayor potencial para el desarrollo de parques solares es la costa sur del país (ver Gráfico N° 51). Con un nivel de radiación entre 7 kW.h y 7,5 kW.h por metro cuadrado, los departamentos de Arequipa, Moquegua y Tacna tienen el potencial para convertirse en centros importantes de desarrollo de parques solares. Asimismo, mediante el Plan Nacional de Electrificación Rural, el Gobierno viene promoviendo la instalación de paneles fotovoltaicos en los hogares de la sierra peruana en los cuales la instalación de redes eléctricas convencionales no es factible técnica y económicamente. Estos proyectos se han ido viabilizando en la medida que el avance tecnológico en la industria ha permitido la reducción de los costos de infraestructura. En ese sentido, el potencial de los proyectos solares es amplio, no sólo para el abastecimiento a gran escala en el mercado eléctrico, sino también para llevar energía a los hogares de menores recursos del país.

Gráfico N° 51: Mapa del potencial de energía solar en el Perú


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6.4. POTENCIAL GEOTÉRMICO El 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, Sabancaya, Misti, Ubinas, 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 (ver Gráfico N° 52). Diversos estudios definieron que las ubicaciones de los campos geotermales se concentran en las 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). La Región V es la que presentara el mayor potencial, debido a la existencia de volcanes activos.

Gráfico N° 52: Mapa de las manifestaciones geotermales en el Perú


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6.5. POTENCIAL BIOMASA El Ministerio de Energía y Minas, cuenta con estudios preliminares con estimaciones basadas en registros de producción de residuos agroindustriales del 2009, indican que se puede obtener hasta 177 MW en centrales convencionales de biomasa y 51 MW con biogás (ver Gráfico N° 53). 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 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° 53: Destino final de la basura recolectada en 2008 (N° de municipalidades)

Fuente: Registro Nacional de Municipalidades, Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).

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7. MERCADO ELÉCTRICO EN AMÉRICA LATINA En este capítulo se realiza un análisis comparativo del sector eléctrico de seis países seleccionados de América Latina: Perú, Chile, Colombia, México, Brasil y Argentina. Las reformas del sector eléctrico se centraron principalmente en la desintegración vertical de la industria y en el otorgamiento de incentivos a la inversión privada, mejoramiento del marco institucional de la regulación y fiscalización y mayor competencia por los clientes finales no sujetos a regulación de precios. La generación de electricidad de los países seleccionados se caracteriza por tener una mayor participación hidráulica (menos contaminante), por lo tanto, estos países se enfrentan al riesgo hídrico durante las épocas de estiajes (sequías). Asimismo, los países mencionados han implementado, en línea con la experiencia internacional, políticas de promoción e incentivos para la introducción de energías renovables en su matriz energética. La mayoría de los países seleccionados tienen sistemas interconectados nacionales que atienden a la mayor parte de la demanda eléctrica y mantienen algún grado de integración regional (comercio internacional de electricidad) con otros países de América Latina.

Central Hidroeléctrica Binacional de Itaipú – Paraguay –Brasil de 14 000 MW

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7.1. REFORMAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO Los principales aspectos considerados en las reformas fueron: • La desintegración vertical de la industria en generación, transmisión y distribución; así como la

creación del segmento de comercialización en Colombia, Brasil y México. (ver Cuadro N° 18).

Cuadro N° 18: Segmentación del Sector Eléctrico de los países seleccionados en América Latina

Países / Actividades Generación Transmisión Distribución Comercialización

Perú √ √ √

Chile √ √ √

Argentina √ √ √

Colombia √ √ √ √

Brasil √ √ √ √

México √ √ √ √

Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú, Ministerio de Minas y Energía de Brasil y Colombia, Ministerio de Energía de Chile, Secretaria de Energía de Argentina, y México.

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• Incentivos a la inversión privada y mejoramiento del marco institucional de la regulación y fiscalización, estableciéndose el rol de las principales instituciones en el sector eléctrico de cada país (ver Cuadro N° 19). En el caso de la reforma en México de 2014, se mantuvo bajo el control del estado la planeación y control del sistema, la generación nuclear y la transmisión y distribución. Estas dos últimas actividades fueron desarrolladas por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), empresa estatal que estuvo encargada exclusivamente de la prestación del servicio eléctrico en todos sus segmentos antes de la reforma de 2014. Sin embargo, ambas actividades serán desarrolladas por una Empresa Productiva del Estado (EPE) cuya finalidad será desarrollar sus actividades rentablemente, eficiente y productivamente. La CFE competirá en los segmentos de generación y comercialización con las mismas condiciones que las empresas privadas, sin la necesidad de vender o privatizar sus activos.

Cuadro N° 19: Principales instituciones que intervienen en el Sector Eléctrico de los países

seleccionados en América Latina

Países / Instituciones

Institución Normativa Regulador Fiscalizador Coordinador

/ Operador Planificador

Perú Ministerio de

Energía y Minas (MEM)

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

(OSINERGMIN)

Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

Chile Ministerio de Energía

Comisión Nacional de

Energía

Superintendencia de Electricidad y

Combustibles

Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC)

Argentina Secretaría de Energía Ente Nacional Regulador (ENRE)

Despacho Nacional de Cargas (DNDC) - La Compañía

Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA)

Colombia Ministerio de

Minas y Energía (MME)

Comisión de Regulación

de Energía y Gas (CREG)

Superintendencia de Servicios

Públicos Domiciliarios

(SSPD)

Centro Nacional de Despacho

(CND)

Unidad de Planeación

Minero Energética

(UPME)

Brasil Ministério de

Minas e Energia

Agência Nacional de Energia Elétrica

Operador Nacional do

Sistema Elétrico (ONS)

Empresa de Pesquisa

Energética

México Secretaría de

Energía (SENER)

Comisión Reguladora de Energía (CRE)

Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú, Ministerio de Minas y Energía de Brasil y Colombia, Ministerio de Energía

de Chile, Secretaria de Energía de Argentina, y México. • Mayor competencia por los clientes finales no sujetos a regulación de precios, es decir,

clientes libres o usuarios calificados. En Perú, Colombia, Chile y Brasil, se estableció un rango de opción, en el cual los clientes finales escogen ser usuarios regulados o no regulados. En el caso de Colombia, los usuarios que deciden ser no regulados no tienen acceso al mercado de corto plazo, pero si pueden elegir al comercializador para pactar precios. En el caso de Brasil, la opción de negociar como cliente libre se ejerce sólo con la compra de generación proveniente de recursos renovables no convencionales (ver Cuadro N° 20).

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Cuadro N° 20: Tipos de usuarios en el Sector Eléctrico de los países seleccionados en América Latina

Países / Tipo de Usuarios

Usuarios Regulados

Usuarios No regulados Opcional

Perú Consumo menor a 0.2 MW

Consumo mayor a 2.5 MW

Consumo entre 0.2 MW y 2.5 MW

Chile Consumo menor o igual a 2 MW Consumo mayor a 2 MW Consumo mayor a 0.5

MW

Argentina Consumo menor a 30 kW

• Grandes Usuarios Mayores (GUMA) mayor o igual a 1 MW

• Menores (GUME) entre 30 kW y 2 MW

• Particulares (GUPA) entre 30 kW y 100 kW

Colombia Consumo de potencia

menor o igual a 0.1 MW o 55 MW.h/mes

Consumo de potencia menor a 100 kW o 55

MW.h/mes

Consumo más de 55 MW.h o demanda

máxima de potencia superior a 100 kW

Brasil Consumo menor o igual a 0.5 MW Consumo mayor a 3 MW

Consumo mayor a 0.5 MW (si la compra de

generación proviene de recursos renovables no

convencionales).

México Consumo menor o igual a 3 MW Consumo mayor a 3 MW


de Chile, Secretaria de Energía de Argentina, y México. El PBI per cápita y consumo de electricidad per cápita de los países seleccionados han crecido aproximadamente en 6% y 2% en el periodo 2004 – 2013, respectivamente. Perú ha sido el país con la mayor tasa de crecimiento anual en consumo per cápita 4%, con respecto al crecimiento de los países seleccionados (sin contar Perú). Con respecto al PBI per cápita, Perú creció a una tasa promedio anual de 7%, mientras que los demás países crecieron a una tasa promedio de 6% en conjunto (ver Cuadro N° 21). Cuadro N° 21: Consumo de electricidad per cápita y PBI per cápita en países seleccionados

de América Latina

2004 2013 CAGR(1) 2004 2013 CAGR(1)

Argentina 2 288 3 021 3% 10 150 22 500 9%Brasil 1 956 2 312 2% 10 468 16 032 5%

Chile 3 005 3 715 2% 11 802 21 913 7%Colombia 1 260 1 260 0% 7 768 12 454 5%

México 1 682 1 933 2% 11 084 16 387 4%

Perú 799 1 172 4% 6 157 11 773 7%

Países seleccionados 1 832 2 236 2,2% 9 572 16 843 6,5%Países seleccionados (Sin Perú) 2 038 2 448 2,1% 10 254 17 857 6,4%

País Consumo de Electricidad per cápita PBI per cápita PPP(2)

(1) CAGR: Compound Annual Growth Rate (Tasa de Crecimiento Anual Compuesto). (2) Purchasing Power Parity (Paridad de Poder Adquisitivo).

Fuente: Fondo Monetario Internacional y Banco Mundial.

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Por tales motivos, tanto la brecha entre Perú y Colombia, Brasil y México ha disminuido. Además, en 2013, los indicadores del Perú se encuentran más cerca de los indicadores del promedio de la muestra (ver Gráfico N° 54). Gráfico N° 54: Consumo de energía per cápita y PBI per cápita PPP en países seleccionados

de América Latina

Fuente: International Energy Statistics – EIA, Banco Mundial y Fondo Monetario Internacional.

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7.2. INDICADORES DEL SECTOR ELÉCTRICO En 2014, los países de la muestra sumaron 257 278 MW de capacidad instalada, generaron 1 134 154 GW.h y tuvieron una demanda de electricidad de 986 941 GW.h. Brasil es el país con mayor participación en la oferta (capacidad y generación), seguido de México, Argentina, Chile, Colombia y Perú. Nuestro país tiene una participación de 4% en cada uno de los indicadores totales. Respecto a la capacidad instalada, México, Argentina y Chile se siguen caracterizando por ser mayoritariamente térmico, mientras que Brasil y Colombia mayoritariamente hidráulicos. El Perú, ha cambiado la composición de su matriz energética: en 2004 era un país con una mayor capacidad térmica, y en 2014 mantiene una participación térmica e hidráulica cerca de 50% cada una (ver Gráfico N° 55).

Gráfico N° 55: Capacidad instalada por fuente de generación en países seleccionados de América Latina, 2004 y 2014

Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú, Ministerio de Minas y Energía de Brasil y Colombia, Ministerio de Energía de Chile, Secretaria de Energía de Argentina, y México

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Durante los años 2004 - 2014, Perú ha tenido tasas de crecimiento del PBI mayores a 5% (excepto 2008 y 2013). En ese sentido, la capacidad instalada y el nivel de generación han mostrado un crecimiento significativo para satisfacer el incremento de la demanda eléctrica y lograr la seguridad energética. En comparación con los otros países Perú ha tenido la tasa de crecimiento más alta en cada uno de los indicadores (ver Cuadro N° 22).

Cuadro N° 22: Capacidad, generación y demanda de electricidad en países seleccionados de América Latina

País 2004 2014 CAGR (%) * 2004 2014 CAGR (%) * 2004 2013 CAGR (%) *Brasil 96 294 126 743 3% 417 900 570 025 3% 359 924 463 335 3%México 46 552 54 372 2% 207 019 258 256 2% 183 972 236 419 3%Argentina 23 026 31 047 3% 91 845 129 815 4% 87 639 125 220 4%Chile 11 562 20 149 6% 48 970 69 936 4% 48 585 65 466 3%Colombia 13 427 15 719 2% 48 562 64 327 3% 38 359 60 890 5%Perú 4 899 9 248 7% 21 903 41 795 7% 21 895 35 611 5%

Capacidad instalada (MW) Generación (GW.h) Demanda de electricidad (GW.h)

* CAGR: Compound Annual Growth Rate (Tasa de Crecimiento Anual Compuesto).


de Chile, Secretaria de Energía de Argentina, y México. Según la Corporación Andina de Fomento (CAF, 2013), en todos los países de América del Sur, con excepción de Brasil, existen remuneraciones por la capacidad de generación, además de la remuneración de la energía. Asimismo, el precio en el mercado de corto plazo resulta 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 y los precios del mercado de corto plazo incluyen cargos de comercialización). En general, 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 de corto plazo (mercado spot). Uno de los principales factores que influye en la determinación de los costos marginales del sistema eléctrico es la composición del parque generador. Por consiguiente, países con mayor participación termoeléctrica tienen mayores costos que países con mayor participación hidroeléctrica (ver Gráfico N° 56). México y Chile tienen un mayor costo marginal en relación a los demás países seleccionados, porque son países con una mayor participación termoeléctrica. Colombia y Argentina mantienen un menor costo marginal por ser un país con una mayor participación de potencia instalada hidráulica y por una política orientada a la regulación de precios. Asimismo, el Perú mantiene costos marginales relativamente bajos, a pesar del incremento de su participación térmica. Aquello se debe al incremento de capacidad sobre la base de generación térmica eficiente (ciclo combinado) como el gas natural de Camisea (combustible barato y limpio).

83

Gráfico N° 56: Relación entre la composición del parque generador y los costos marginales en países seleccionados en América Latina, 2007 y 2012

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 % 20 % 40 % 60 % 80 % 100 %

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inal

Participación Térmica (%)

2007

0

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40

60

80

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140

160

0 % 20 % 40 % 60 % 80 % 100 %

Cos

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árgi

nal

Participación Térmica (%)

2012

Argentina

Chile

México

ColombiaPerú

México

Chile

PerúArgentina

Colombia

Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú, Ministerio de Minas y Energía de Brasil y Colombia, Ministerio de Energía de Chile, Secretaria de Energía de Argentina, y México.

7.3. IMPULSO A LA GENERACIÓN ELÉCTRICA CON RECURSOS

ENERGÉTICOS RENOVABLES La capacidad instalada de generación RER ha mostrado un alto crecimiento en los países seleccionados. No obstante, mantiene todavía una baja participación en la capacidad total en cada uno de los países analizados. Los países de la muestra han implementado, en línea con la experiencia internacional, políticas de promoción e incentivos para la introducción de energía renovables en su matriz energética, en particular, en la generación eléctrica. Estas políticas están relacionadas con el establecimiento de cuotas de participación en el consumo de energía y mecanismos para mejorar la competitividad de sus tarifas (ver Cuadro N° 23). Los seis países han establecido metas con respecto a la generación RER. Argentina, Colombia y Perú han establecido metas de generación RER1 sobre el consumo nacional de 8% (2016), 6,5% (2020) y 5% (2013) respectivamente. Por otro lado, Brasil y México tienen como objetivo alcanzar una generación RER2 de 86% (2023) y 25% (2018) de su matriz energética, respectivamente. Para 2025, el objetivo de Chile es que 20% de su generación total la compongan recursos renovables. Todos los países, excepto Brasil, tienen una ley de promoción para generación RER. Sin embargo, Chile tiene programas específicos de promoción para cada tipo de RER: energía geotérmica, energía solar (para ambos sistemas, paneles fotovoltaicos y colectores solares) y biomasa. Los estados otorgan diversos incentivos fiscales para impulsar las inversiones en RER, donde Argentina y Colombia son los países que más otorgan este tipo de beneficios. Por otro lado, Perú incentiva estas inversiones con beneficios de acceso a red. Respecto a los instrumentos regulatorios, la mayoría de países han optado por las subastas como una vía para garantizar contratos de venta a largo plazo para las generadoras. Actualmente, todos los países de la muestra utilizan la tecnología RER dentro de sus programas de electrificación rural, por su viabilidad de suministrar energía eléctrica a zonas no conectadas a la red (principalmente la energía eólica y solar).

1 Incluye las centrales hidroeléctricas pequeñas: En Argentina las centrales con una capacidad no mayor a 30 MW, Colombia no mayor a 10 MW y Perú no mayor a 20 MW. 2 Incluye las grandes centrales hidráulicas.

84

Cuadro N° 23: Principales incentivos a las energías renovables en el sector eléctrico en los países seleccionados en América Latina

Otros

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les

ArgentinaBrasilChileColombiaMéxicoPerú

Política nacional Incentivos fiscales Acceso a red Instrumentos regulatorios Finanzas

Fuente: International Renewable Energy Agency.

7.4. TRANSMISIÓN E INTERCONEXIÓN INTERNACIONAL La actividad de transmisión en América Latina es planificada y las expansiones se realizan a través de mecanismos competitivos de adjudicación de obras. Es decir, se utilizan procedimientos que adjudiquen su construcción y/o mantenimiento a la menor remuneración anual. La integración de los mercados locales de electricidad hacia un sistema eléctrico interconectado nacional, mejora la seguridad de suministro y permite diversificar el parque generador según los recursos energéticos de cada zona (este último influye también en la formación del costo marginal). Con excepción de Chile, la mayoría de los países seleccionados tienen sistemas interconectados nacionales que atienen a la mayor parte de la demanda eléctrica y sistemas aislados que suministran a una pequeña fracción de la demanda. Chile cuenta con tres subsistemas eléctricos no interconectados. El más grande es el Sistema Interconectado Central que se caracteriza por ser hidráulico 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. Además, el grado de integración regional física en electricidad de los países seleccionados es mayor que su nivel de integración comercial. La única excepción es aquella entre Brasil y Paraguay, Brasil y Argentina son los principales importadores netos de electricidad, abastecidos principalmente por Paraguay que es el principal exportador de electricidad de América Latina. Para el caso de la Interconexión Perú – Ecuador se comercializa electricidad a través de la LT 220kV Zorritos – Machala. Asimismo, actualmente se encuentra en proceso de desarrollo una futura interconexión de los sistemas de Perú y Ecuador en 500 kV, que busca aprovechar las complementariedades de ambos sistemas. (ver Gráfico N° 57).

85

Gráfico N° 57: Interconexión Eléctrica Perú – Ecuador en 220 kV

Fuente: COES - SINAC

7.5. PRECIOS El Cuadro N° 25 muestra los niveles de precios en cada uno de los países por tipo de usuario en 2014. Los precios en Brasil, Colombia y México son más altos para usuarios industriales en comparación con los otros países de la muestra. Por otro lado, Chile presenta el precio más alto para usuarios residenciales en comparación con los otros países.

Cuadro N° 24: Precio por tipo de usuario 2014

2014 Residencial US$ / Kw.h

Industrial US$ / Kw.h

Argentina 1,89 1,86Brasil 4,09 9,65Chile 20,11 11,89

Colombia 8,02 14,72México 6,12 21,57

Perú 12,75 7,60

Fuente: Osinergmin.

Los precios de electricidad a cliente final en Perú, Colombia y Chile tienen subsidios cruzados, lo que permite que las familias de bajo recursos paguen tarifas eléctricas más bajas. Aquellas son financiadas por los recargos en la tarifa eléctrica de los usuarios con mayor consumo eléctrico. En estos tres países, esta política no genera costos en el presupuesto fiscal. En Argentina y Brasil, se subsidian las tarifas eléctricas por medio de transferencias, lo cual tiene un efecto en sus presupuestos fiscales; en este caso, las tarifas residenciales en Argentina y Brasil han disminuido, por implementación de subsidios estatales entre 2006 y 2014 (ver Gráfico N° 58).

86

Los precios de electricidad a cliente final en Perú, Colombia y Chile tienen subsidios cruzados, lo que permite que las familias de bajo recursos paguen tarifas eléctricas más bajas. Aquellas son financiadas por los recargos en la tarifa eléctrica de los usuarios con mayor consumo eléctrico. En estos tres países, esta política no genera costos en el presupuesto fiscal. En Argentina y Brasil, se subsidian las tarifas eléctricas por medio de transferencias, lo cual tiene un efecto en sus presupuestos fiscales; en este caso, las tarifas residenciales en Argentina y Brasil han disminuido, por implementación de subsidios estatales entre 2006 y 2014 (ver Gráfico N° 58).

Gráfico N° 54: Precio por usuario residencial e industrial (US$/kW.h)

Fuente: Osinergmin.

8. ANEXOS 8.1. FICHAS DEL SECTOR ELÉCTRICO EN PAÍSES SELECCIONADOS EN AMÉRICA LATINA 8.1.1. BRASIL

Indicador2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

GDP, PPP (current international $) 669 643 892 107 1 107 789 1 395 968 1 694 616 1 664 563 2 209 400 2 615 190 2 413 174 2 392 095 2 346 118Demanda Energia (GWh) 359 946 375 195 389 951 412 128 428 198 425 993 464 647 480 119 498 357 0 0Población 184 186 188 190 192 193 195 197 199 200 202GDP per capita, PPP (current international $) 3,6 4,8 5,9 7,3 8,8 8,6 11,3 13,3 12,1 11,9 11,6Consumo de energía per cápita (kWh/hab) 1 956 2 016 2 073 2 169 2 233 2 202 2 380 2 438 2 509Capacidad Instalada (MW) 90 680 92 866 96 294 100 352 102 949 106 569 113 327 126 743 121 100 126 700 131 300 Hidráulica 69 088 71 060 73 678 76 869 77 545 78 610 80 703 86 018 84 382 85 979 88 700 Térmica 19 556 19 770 20 372 21 229 22 999 25 350 29 689 36 528 32 879 36 528 37 800 Nuclear 2 007 2 007 2 007 2 007 2 007 2 007 2 007 1 990 2 010 1 989 RER 29 29 237 247 398 602 928 2 207 1 829 2 205 4 800 Participación Hidráulica 76% 77% 77% 77% 75% 74% 71% 68% 70% 68% 68% Participación Térmica 22% 21% 21% 21% 22% 24% 26% 29% 27% 29% 29% Participacion Nuclear 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 0% Participación RER 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1% 2% 2% 2% 4%Principal fuente térmica Gas NaturalImportada SiSegunda Fuente Térmica TermonuclearImportada NoProducción Total (GWh) 758 643,5 791 154,5 818 794,0 862 940,0 883 080,9 879 421,4 939 500,1 973 161,4 1 011 589,0 1 037 954,7 1 056 985,6 Producción Hidráulica 703 933 740 532 764 466 812 169 795 403 831 372 845 787 900 473 882 356 829 192 784 995 Producción Térmica 43 127 40 768 40 256 37 339 72 979 32 615 74 994 51 964 106 810 186 207 247 173 Producción Nuclear 11 583 9 855 13 753 12 307 14 006 12 957 14 515 15 659 16 038 14 642 15 378 Producción RER 0 0 319 1 126 693 2 477 4 204 5 066 6 385 7 914 9 440 Participación Hidráulica 93% 94% 93% 94% 90% 95% 90% 93% 87% 80% 74% Participación Térmica 6% 5% 5% 4% 8% 4% 8% 5% 11% 18% 23% Participacion Nuclear 2% 1% 2% 1% 2% 1% 2% 2% 2% 1% 1% Participación RER 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1% 1% 1%Pérdida transferencia-distribución (% del total) 0,59% 0,59%Coeficiente de Electrificación Urbano (%) 99% 100% Rural (%) 94% 97%Precio medio a usuarios finales (US$/MWh) 72 115 137 123 126 156 180 196 184 166Longitud Líneas de Trasmisión (km) 116 800,0 125 700,0

Brasil

88

8.1.2. MÉXICO Indicador

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014GDP, PPP (current international $) (MM) 770 866 967 1 043 1 101 895 1 051 1 171 1 187 1 262 1 283Demanda Energia (GWh) 196 784 205 201 209 128 215 615 219 408 217 690 225 846 249 667 245 572Población (millones) 109 111 112 114 115 116 118 119 120 847 477 122 332 399 123 799 215GDP per capita, PPP (current international $) 7,0 7,8 8,6 9,2 9,6 7,7 8,9 9,8 9,8 10,3 10,4Consumo de energía per cápita (kWh/hab) 1 799 1 853 1 865 1 899 1 908 1 870 1 916 2 092 2 032Capacidad Instalada (MW) 46 552 45 170 47 404 49 663 49 740 50 321 51 580 51 146 51 505 52 634 Hidráulica 10 530 10 536 10 566 11 343 11 343 11 383 11 503 11 499 11 544 11 555 Térmica 34 655 34 632 36 836 38 235 38 312 38 853 39 992 39 560 39 362 40 475 Nuclear 1 365 0 0 0 0 0 0 0 0 0 RER 2 2 2 85 85 85 85 87 599 604 Participación Hidráulica 23% 23% 23% 24% 24% 24% 25% 25% 25% 25% Participación Térmica 74% 74% 79% 82% 82% 83% 86% 85% 85% 87% Participacion Nuclear 3% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Participación RER 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1%Principal fuente térmica Gas NaturalImportada SiProducción Total (GWh) 213 873,0 215 627,0 223 430,0 267 804,0 482 337,0 481 798,0 488 489,0 403 708,0 362 330,0 1 663 254,0 2 091 417,0 Producción Hidráulica 25 075 26 075 27 075 28 075 29 075 30 075 31 075 32 075 33 075 34 075 35 075 Producción Térmica 173 296 174 358 180 550 183 863 194 841 186 919 197 913 199 754 213 166 220 409 217 542 Producción Nuclear 10 502 9 194 10 805 10 866 10 421 9 804 10 501 5 879 10 089 8 770 11 800 Producción RER 5 000 6 000 5 000 45 000 248 000 255 000 249 000 166 000 106 000 1 400 000 1 827 000 Participación Hidráulica 12% 12% 12% 10% 6% 6% 6% 8% 9% 2% 2% Participación Térmica - GN 81% 81% 81% 69% 40% 39% 41% 49% 59% 13% 10% Participacion Nuclear 5% 4% 5% 4% 2% 2% 2% 1% 3% 1% 1% Participación RER 2% 3% 2% 17% 51% 53% 51% 41% 29% 84% 87%

Pérdida transferencia-distribución (% del total) 10,64% 10,84% 10,87% 10,60% 10,66% 11,26% 11,00% 11,29% 10,95% 11,00% 10,49%

Coeficiente de Electrificación Urbano (%) 99% 100% Rural (%) 98% 97%Margen de Reserva (%) 41% 40% 38% 43% 43% 43% 39% 32% 31% 22%Potencia Disponible/Efectiva (MW) 46 552 45 170 47 404 49 663 49 740 50 321 51 580 51 146 51 505Demanda Máxima Potencia (MW) 27 282 31 268 31 547 32 577 33 680 3 356 835 310 37 256 38 000 38 138Número de usuarios Regulados 27 685 432 28 647 143 29 579 225 30 838 221 32 058 106 32 991 924 33 967 274 34 954 020 35 938 854 36 957 215 37 940 255,0 Libres 317 094 338 990 361 236 374 550 393 148 411 157 425 229 443 178 460 950 476 478 493 520,0Precio medio a usuarios finales (US$/MWh) 84 95 105 108 123 92 106 112 115

Precio medio Spot (US$/MWh) 128 143 152 150 184 156 147 149 143Longitud Líneas de Trasmisión (km) 712 790 729 299 737 882 748 399 758 758 766 575

Cartera de inversión en generación (MW) 2 567

México

89

8.1.3. ARGENTINA

Indicador2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

GDP, PPP (current international $) 183 296 222 911 263 042 329 761 406 004 378 506 462 844 559 849 607 712 622 058 540 197Demanda Energia (GWh) 93 286 93 671 93 278 97 407 111 136 110 523 117 375 120 858 124 375 125 220Población (millones) 38 39 39 39 40 40 40 41 41 41 42GDP per capita, PPP (current international $) 4,8 5,8 6,7 8,4 10,2 9,5 11,5 13,7 14,8 15,0 12,9Consumo de energía per cápita (kWh/hab) 2 304 2 424 2 392 2 477 2 801 2 761 2 907 2 967 3 027Capacidad Instalada (MW) 23 026 23 303 24 407 26 225 27 045 28 665 29 523 30 918 31 072 31 047 Hidráulica 9 094 9 416 10 157 10 156 10 516 11 036 11 111 11 131 11 095 11 106 Térmica 12 927 12 882 13 245 15 064 15 524 16 624 17 390 18 665 18 794 18 736 Nuclear 1 005 1 005 1 005 1 005 1 005 1 005 1 005 1 005 1 010 1 010 RER 0 0 0 0 0 0 17 117 173 195 Participación Hidráulica 39% 40% 42% 39% 39% 38% 38% 36% 36% 36% Participación Térmica 56% 55% 54% 57% 57% 58% 59% 60% 60% 60% Participacion Nuclear 4% 4% 4% 4% 4% 4% 3% 3% 3% 3% Participación RER 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1%Principal fuente térmica Gas NaturalImportada NoSegunda Fuente Térmica Fuel OilImportada SíProducción Total (GWh) 91 845,0 96 938,0 104 068,0 105 023,0 110 608,0 109 293,0 113 383,0 118 820,0 125 381,0 129 477,0 129 815,0 Producción Hidráulica 35 133 39 213 42 987 37 290 36 882 40 318 40 226 39 339 36 626 40 330 40 663 Producción Térmica 49 399 51 351 53 928 61 012 66 877 61 386 66 465 73 573 82 495 82 953 83 265 Producción Nuclear 7 313 6 374 7 153 6 721 6 849 7 589 6 692 5 892 5 904 5 732 5 258 Producción RER 0 0 0 0 0 0 0 16 356 462 629 Participación Hidráulica 38% 40% 41% 36% 33% 37% 35% 33% 29% 31% 31% Participación Térmica - GN 54% 53% 52% 58% 60% 56% 59% 62% 66% 64% 64% Participacion Nuclear 8% 7% 7% 6% 6% 7% 6% 5% 5% 4% 4% Participación RER 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%Pérdida transferencia-distribución (% del total) 4,04% 4,10% 4,41% 4,16% 3,88% 4,32% 3,57% 3,28% 2,88% 3,17% 3,31%Coeficiente de Electrificación Urbano (%) 93% 96% Rural (%) 93% 96%Potencia Disponible/Efectiva (MW) 23 026 23 303 24 407 26 225 27 045 28 665 29 523 30 918 31 072 31 047Número de usuarios Regulados 21 677 049 11 993 615 12 286 840 10 317 166 13 040 426 13 310 314 13 763 031 14 133 595 14 186 578 14 780 698 Libres 388 985 400 924 421 424 396 102 415 725 439 624 420 611 426 475 433 431 426 821Precio medio Spot (US$/MWh) 11 20 0 25 28 26 30 29 26 22 15Longitud Líneas de Trasmisión (km) 22 345 22 577 25 870 26 350 28 255 28 933 29 503 30 974 31 259 32 219 33 453

Cartera de inversión en generación (MW) 2 560

Argentina

90

8.1.4. CHILE

Indicador2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

GDP, PPP (current international $) 100 631 124 404 154 671 173 081 179 627 171 957 217 538 250 832 265 232 276 674 258 062Demanda Energia (GWh) 49 077 50 096 52 701 55 202 55 777 55 666 56 425 61 758 66 252 65.466,4Población 16 16 17 17 17 17 17 17 17 18 18GDP per capita, PPP (current international $) 6,2 7,6 9,4 10,4 10,7 10,1 12,7 14,5 15,2 15,7 14,5Consumo de energía per cápita (kWh/hab) 3 035 3 066 3 193 3 312 3 314 3 276 3 290 3 568 3 793Capacidad Instalada (MW) 22 926 23 676 23 704 26 069 26 943 29 919 31 482 34 345 35 868 36 883 37 499 Hidráulica 11 463 11 838 11 852 13 035 13 471 14 960 15 741 17 173 17 934 18 441 18 750 Térmica carbon 4 708 4 708 4 711 5 223 5 309 5 334 5 371 5 855 5 934 5 982 6 380 Térmica - GN 6 755 7 131 7 141 7 793 8 144 9 544 10 204 11 122 11 804 12 159 11 527 RER 0 0 18 18 82 166 196 196 300 843 Participación Hidráulica 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% Participación Térmica carbon 21% 20% 20% 20% 20% 18% 17% 17% 17% 16% 17% Participación Térmica - GN 29% 30% 30% 30% 30% 32% 32% 32% 33% 33% 31% Participación RER 0,0% 0,0% 0,0% 0,1% 0,1% 0,3% 0,5% 0,6% 0,5% 0,8% 2,2%Principal fuente térmica CarbónImportada SiSegunda Fuente Térmica Gas NaturalImportada SiProducción Total (GWh) 48 674,0 50 622,0 53 575,8 55 982,8 56 340,5 56 627,4 58 033,1 61 706,4 65 338,3 67 498,6 51 052,0 Producción Hidráulica 20 954 25 489 28 133 22 291 23 625 24 602 21 308 20 685 20 207 19 608 23 716 Producción Térmica 27 720 25 133 25 443 33 692 32 716 32 025 36 725 41 021 45 131 47 890 27 336 Producción RER 2 0 0 3 31 70 325 325 390 556 1 627 Participación Hidráulica 43% 50% 53% 40% 42% 43% 37% 34% 31% 29% 46% Participación Térmica - GN 57% 50% 47% 60% 58% 57% 63% 66% 69% 71% 54% Participación RER 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1% 1% 1% 3%Margen de Reserva (%) 24% 24% 26% 24% 23% 21% 21% 20% 19% 20% 20%

Potencia Disponible/Efectiva (MW) 22 926 23 676 23 704 26 069 26 943 29 919 31 482 34 345 35 868 36 883 37 499

Demanda Máxima Potencia (MW) 5 433 5 765 6 061 6 315 6 149 6 141 6 484 6 883 6 994 7 284 7 549Precio medio a usuarios finales (US$/MWh) 46 64 108 129 95 93 88 81 83

Precio medio Spot (US$/MWh) 39 128 203 109 129 122 114 99 91Longitud Líneas de Trasmisión (km) 15 068 15 267 17 632 17 648 17 351 17 281 18 679 20 084 21 630 22 716 24 499

Chile

91

8.1.5. COLOMBIA

Indicador2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

GDP, PPP (current international $) 117 147 163 207 244 234 287 335 370 380 378Demanda Energia (GWh) 38 381 38 187 40 274 41 323 41 201 44 276 45 324 47 009 48 061 60.890,3Población (millones) 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43 43GDP per capita, PPP (current international $) 2,8 3,4 3,7 4,7 5,4 5,1 6,2 7,1 7,7 7,9 7,7Consumo de energía per cápita (kWh/hab) 902 898 947 972 969 1 041 1 066 1 105 1 130Capacidad Instalada (MW) 13 219 13 149 13 127 13 261 13 268 13 289 14 007 14 186 13 278 12 700 Hidráulica 8 926 8 948 8 947 8 991 8 997 8 997 9 257 9 718 9 778 9 876 Térmica 4 273 4 191 4 161 4 251 4 253 4 273 4 731 4 449 3 481 2 806 RER 20 10 18 18 18 18 18 18 18 18 Participación Hidráulica 68% 68% 68% 68% 68% 68% 66% 69% 74% 78% Participación Térmica - GN 32% 32% 32% 32% 32% 32% 34% 31% 26% 22% Participación RER 0,2% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1%Principal fuente térmica Gas NaturalImportada NoSegunda Fuente Térmica CarbonImportada NoProducción Total (GWh) 12 507,3 12 445,5 12 407,8 12 541,4 12 548,9 12 569,2 13 287,5 13 465,4 12 263,5 9 877,4 Producción Hidráulica 8 925,8 8 948,1 8 947,4 8 991,1 8 996,6 8 997,1 9 257,4 9 718,3 9 778,1 9 875,5 Producción Térmica 3 581,5 3 497,4 3 460,4 3 550,3 3 552,3 3 572,1 4 030,1 3 747,1 2 485,4 1,9 Producción RER 0,02 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Participación Hidráulica 71% 72% 72% 72% 72% 72% 70% 72% 80% 100% Participación Térmica - GN 29% 28% 28% 28% 28% 28% 30% 28% 20% 0% Participación RER 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%Pérdida transmisión-distribución (% del total) 7,8% 7,8% 7,6% 7,1% 7,8%Coeficiente de Electrificación Urbano (%) 99% 100% Rural (%) 91% 88%Margen de Reserva (%) 37% 34% 33% 31% 32% 30% 35% 34% 28% 26%

Potencia Disponible/Efectiva (MW) 13 219 13 149 13 127 13 261 13 268 13 289 14 007 14 186 13 278 12 700

Demanda Máxima Potencia (MW) 8 332 8 639 8 762 9 093 9 079 9 290 9 100 9 295 9 504 9 383Precio medio a usuarios finales (US$/MWh)

Precio medio Spot (US$/MWh) 24 32 31 40 45 64 68 41 64 94 60

Precio medio Mercado Libre (US$/MWh) 28 30 30 37 45 49 58 64 67 67 60Longitud Líneas de Trasmisión (km) 24 616

Colombia

92

8.1.6. PERÚ

Indicador2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

GDP, PPP (miles de millones de US$) 67 75 88 102 122 121 149 171 193 202 203Demanda Energia (GWh) 21 288 22 400 24 046 26 464 28 833 29 110 31 798 34 353 36 314 35 611 40 031Población (millones) 27 28 28 28 29 29 29 30 30 30 31GDP per capita, PPP 2 433,8 2 703,4 3 134,5 3 606,7 4 246,9 4 188,5 5 075,5 5 759,4 6 425,2 6 662,0 6 594,4Consumo de energía per cápita (kWh/hab) 777 808 858 934 1 007 1 006 1 087 1 160 1 211 1 256 1 299Capacidad Instalada (MW) 6 016 6 201 6 658 7 028 7 158 7 986 8 613 8 691 9 699 11 051 11 203 Hidráulica 3 056 3 207 3 216 3 234 3 242 3 263 3 353 3 347 3 309 3 329 3 384 Térmica 2 960 2 993 3 441 3 793 3 915 4 708 5 174 5 240 6 134 7 414 7 302 RER 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 16 85 105 256 308 516 Participación Hidráulica 51% 52% 48% 46% 45% 41% 39% 39% 34% 30% 30% Participación Térmica carbon 49% 48% 52% 54% 55% 59% 60% 60% 63% 67% 65% Participación RER 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1% 3% 3% 5%Principal fuente térmica Gas NaturalImportada NoSegunda Fuente Térmica CarbónImportada SiProducción Total (GWh) 24 267 25 510 27 370 29 943 32 463 32 945 35 908 38 806 41 036 43 330 45 550 Producción Hidráulica 17 525 17 977 19 594 19 549 19 060 19 852 19 731 21 172 21 310 21 246 21 076 Producción Térmica 6 740 7 532 7 774 10 393 13 402 13 040 15 855 17 248 18 943 20 812 22 882 Producción RER 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 52,8 321,9 386,8 782,4 1 271,6 1 591,6 Participación Hidráulica 72% 70% 72% 65% 59% 60% 55% 55% 52% 49% 46% Participación Térmica - GN 28% 30% 28% 35% 41% 40% 44% 44% 46% 48% 50% Participación RER 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1% 2% 3% 3%Pérdidas en transmisión (% del total) 1,8% 1,9% 1,9% 2,2% 2,1% 2,2% 2,7% 2,9% 4,3% 4,4%Pérdidas en distribución (% del total) 8,7% 8,4% 8,6% 8,2% 8,0% 7,9% 7,8% 7,7% 7,6% 7,3%Coeficiente de Electrificación 74,10% 90,00% Urbano (%) 89,10% 98,60% Rural (%) 29,50% 70,00%Margen de Reserva (%) 30% 28% 27% 26% 20% 29% 32% 26% 31% 35% 40%

Potencia Disponible/Efectiva (MW) 4 494 4 620 4 892 5 363 5 249 6 065 6 727 6 730 7 618 8 578 8 443

Demanda Máxima Potencia (MW) 3 131 3 305 3 552 3 966 4 199 4 322 4 579 4 961 5 291 5 575 5 737

Número de usuarios 3 860 515 3 977 100 4 165 274 4 359 862 4 624 792 4 878 964 5 170 896 5 495 222 5 824 945 6 156 595 6 448 769 Regulados 3 860 270 3 976 856 4 165 037 4 359 612 4 624 534 4 878 695 5 170 638 5 494 961 5 824 683 6 156 315 6 448 494 Libres 245 244 237 250 258 269 258 261 262 280 275Precio medio a usuarios finales (US$/MWh) 70,4 76,3 75,5 74,0 82,2 82,6 83,2 89,9 99,3 99,3 78,5

Precio medio Spot (US$/MWh) 68,5 63,8 68,1 38,0 88,5 31,8 21,4 23,9 30,9 26,5 24,6Longitud Líneas de Trasmisión (km) 14 857 15 272 15 688 15 712 15 755 16 319 17 065 18 725 19 619 23 233 24 465

Cartera de inversión en sector eléctrico (millones de US$) 324 394 480 629 862 1 177 1 368 1 880 2 739 2 589 2 586

Perú

8.2. REFERENCIAS Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). Brasil. http://www.aneel.gov.br/ Bolsa de Valores de Lima (BVL). www.bvl.com.pe

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94

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ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD

2014

DIRECCIÓN GENERAL DE

ELECTRICIDAD

Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Setiembre 2015

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