Corporación Andina de Fomento Sede: Av. Luis Roche, …publicaciones.caf.com/media/1171/21.pdf ·...

Corporación Andina de Fomento

Sede: Av. Luis Roche, Torre CAF, Altamira.

Apdo. Postal: Altamira 69011.

Caracas, Venezuela.

Vicepresidente de Infraestructura

Antonio Juan Sosa

[email protected]

Director de Análisis y Programación

Sectorial

Rolando Terrazas Salinas

[email protected]

Ejecutivo Principal

Alberto Levy Ferré

[email protected]

TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN

2 EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

2.1 INVERSIONES REALIZADAS EN EL PERÍODO 1990-1ER SEMESTRE 2003

2.2 EMPRESAS QUE CONFORMAN EL SECTOR ELÉCTRICO - RÉGIMEN DE PROPIEDAD

2.2.1 Empresas de Generación

2.2.1.1 Empresas de Propiedad Privada

2.2.2 Empresas de Transmisión


2.2.3 Empresas de Distribución


3 ACTORES QUE INTERVIENEN EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

3.1 CLIENTES

3.2 EMPRESAS ELÉCTRICAS

3.2.1 Separación de Actividades

3.3 INSTITUCIONES U ORGANISMOS

3.3.1 El Estado

3.3.2 Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERG)

3.3.3 Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual (INDECOPI)

3.3.4 Comité de Operación Económica del Sistema COES

4 REGÍMENES DE PRECIOS Y MERCADOS ELÉCTRICOS

4.1 EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTE FINAL

4.1.1 Proyección Precios de Electricidad a Clientes Finales incorporando el efecto por utilización del Gas de Camisea

5 ACTIVIDAD DE GENERACIÓN

5.1 DESCRIPCIÓN

5.2 METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN

5.2.1 El Costo Marginal de Corto Plazo (o Instantáneo)

5.2.1.1 Costos Variables - Energía

5.2.1.2 Costos Fijos - Potencia

5.2.1.3 Costos Totales - Energía y Potencia

5.2.2 Fijación de Tarifa en Barra

5.2.3 Los Modelos de Optimización de la Operación del Sistema

5.3 FIJACIÓN DE LAS TARIFAS

5.3.1 Comparación Tarifas en Barra y Precios Libres

5.3.2 Procedimiento cálculos Tarifas en Barra

5.4 EN CASOS DE RACIONAMIENTO

06

07

09

12

12

13

1415

15

16

16

1717

191919

20

2222

23

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27

27

29

2929

2929

2931

3131

3133

Análisis del Sector Eléctrico en Perú 63Perú: Análisis del Sector Eléctrico02

26

S.E. ZORRITOSS.E. TALARAS.E. PIURA OESTES.E. CHICLAYO OESTES.E. CHICLAYO OESTES.E. GUADALUPES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. CHINBOTE 1S.E. PARAMONGA NVA.S.E. VIZCARRAS.E. VIZCARRAS.E. TINGO MARÍAS.E. PARAMONGA NVA.S.E. HUACHOS.E. ZAPALLALS.E. VENTANILLAS.E. VENTANILLAS.E. CHAVARRIAS.E. SANTA ROSAS.E. SET SAN JUANS.E. SAN JUANS.E. SAN JUANS.E. INDEPENDENCIAS.E. INDEPENDENCIAS.E. ICAS.E. INDEPENDENCIAS.E. HUANCAVELICAS.E. ZAPALLALS.E. CHAVARRIAS.E. CHAVARRIAS.E. CHAVARRIAS.E. CAJAMARQUILLAS.E. CHAVARRIAS.E. CALLAHUANCAS.E. CALLAHUANCAS.E. CALLAHUANCAS.E. SANTA ROSAS.E. SAN JUANS.E. POMACOCHAS.E. PACHACHACAS.E. YANANGOS.E. CHIMAYS.E. PACHACHACAS.E. POMACOCHAS.E. HUAYUCACHIS.E. MANTAROS.E. MANTAROS.E. COTARUSES.E. SOCABAYAS.E. ILO 2

NOMBRE DE LA LINEA No. de Ternas Long.por Terna (km) Long. Real de la Linea (km)

S.E. TALARAS.E. PIURA OESTES.E. CHICLAYO OESTES.E. CARHUAQUEROS.E. GUADALUPES.E. TRUJILLO NORTES.E. CHIMBOTE 1S.E. CHIMBOTE 1S.E. PARAMONGA NVA.S.E. VIZCARRAS.E. ANTAMINAS.E. TINGOMARIAS.E. AGUAYTIAS.E. HUACHOS.E. ZAPALLALS.E. VENTANILLAS.E. CHAVARRIAS.E. CHAVARRIAS.E. SANTA ROSAS.E. SAN JUANS.E. SET BALNEARIOSS.E. INDEPENDENCIAS.E. INDEPENDENCIAS.E. ACEROS AREQUIPAS.E. ICAS.E. MARCONAS.E. HUANCAVELICAS.E. MANTAROS.E. HUAYUCACHIS.E. CAJAMARQUILLAS.E. BARSIS.E. BARSIS.E. CALLAHUANCAS.E. CALLAHUANCAS.E. MATUCANAS.E. CALLAHUANCA (EDEGEL)S.E. PACHACHACAS.E. HUINCOS.E. POMACOCHAS.E. PACHACHACAS.E. OROYA NUEVAS.E. PACHACHACAS.E. YANANGOS.E. MANTAROS.E. MANTAROS.E. MANTAROS.E. RESTITUCIÓNS.E. COTARUSES.E. SOCABAYAS.E. MOQUEGUAS.E. MOQUEGUA

111111111111111221222111112211111111222111122132212

135.0104.0211.282.783.7

103.4133.8133.4221.2145.3

52.1173.5

73.355.5

108.518.010.611.18.5

26.49.8

214.8216.3

24.655.2

155.0180.8

66.5244.1

21.49.59.1

36.455.422.5

0.672.662.0

112.213.521.289.129.5

194.8192.2

79.61.6

292.1310.9107.072.45

135.0104.0211.282.783.7

103.4133.8133.4221.2145.3

52.1173.5

73.355.5

108.536.021.211.116.952.719.6

214.8216.3

24.655.2

155.0361.6132.9244.1

21.49.59.1

36.455.422.5

0.6145.3124.0224.4

13.521.289.129.5

389.6384.4

79.61.6

584.2621.8107.0144.9

P

PPPPP

PPPPPPP

PPP

Características de las principales Líneas de Transmisión existentes en el Sistema Interconectado NacionalLineas de Transmision del Sistema Interconectado Nacional con tensión nominal de 220 Kv

Ministerio de Energía y Minas - Atlas Minería y Energía en el Perú 2001 . P : Calificada como Línea de Transmisión Principal

S.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. CHIMBOTE N°1S.E. CHIMBOTE N°1S.E. CHIMBOTE N°1S.E. CHIMBOTE N°2S.E. CHIMBOTE SURS.E. NEPEÑAS.E. NEPEÑAS.E. CHIMBOTE N°1S.E. PARAMONGA NVA.S.E. PARAMONGA EXIST.S.E. CARIPAS.E. OROYA NUEVAS.E. CARHUAMAYOS.E. CH YAUPIS.E. YUNCANS.E. YAUPIS.E. CARHUAMAYOS.E. PARAGSHA IIS.E. PARAGSHA IIS.E. PARAGSHA IIS.E. HUANUCOS.E. TINGO MARIAS.E. AUCAYACUS.E. ABANCAYS.E. CACHIMAYO INCAS.E. DOLORESPATAS.E. CACHIMAYO INCAS.E. MACHUPICCHUS.E. QUENCOROS.E. TINTAYAS.E. AZANGAROS.E. AZANGAROS.E. TINTAYAS.E. CALLALLIS.E. SANTUARIOS.E. SOCABAYAS.E. CERRO VERDES.E. MOQUEGUAS.E. ILO 1S.E. ILO 1S.E. MOQUEGUAS.E. MILL SITES.E. MOQUEGUAS.E. MOQUEGUAS.E. MOQUEGUAS.E. TOQUEPALA


S.E. MOTILS.E. TRUJILLO SURS.E. SANTIAGO DE CAOS.E. CHIMBOTE NORTES.E. CHIMBOTE SURS.E. CHIMBOTE N°2S.E. SANTAS.E. NEPEÑAS.E. CASMAS.E. SAN JACINTOS.E. HUALLANCAS.E. PARAMONGA EXIST.S.E. CAHUAS.E. CONDORCOCHAS.E. CARHUAMAYOS.E. CH YAUPIS.E. YUNCANS.E. CARHUAMAYOS.E. OXAPAMPAS.E. PARAGSHA IIS.E. PARAGSHA IS.E. UCHUCCHACUAS.E. HUANUCOS.E. TINGO MARIAS.E. AUCAYACUS.E. TOCACHES.E. CACHIMAYOS.E. DOLORESPATAS.E. QUENCOROS.E. MACHUPICCHUS.E. QUENCOROS.E. TINTAYAS.E. AZANGAROS.E. JULIACAS.E. SAN GABAN IIS.E. CALLALLIS.E. SANTUARIOS.E. SOCABAYAS.E. CERRO VERDES.E. MOLLENDOS.E. ILO 1S.E. MILL SITES.E. REFINERIAS.E. MILLE SITES.E. BOTIFLACAS.E. BOTIFLACAS.E. BOTIFLACAS.E. TOQUEPALAS.E. ARICOTA II

1122121111312111111111111111111111211221111111121

64.417.326.8

6.213.8

8.56.6

15.029.022.083.4

9.660.012.074.067.313.155.328.341.0

1.647.986.288.244.2

107.894.713.5

8.378.599.4

188.6124.9

78.3160.0

90.089.627.510.990.156.6

105.79.5

38.732.530.829.939.035.0

64.417.353.612.413.8

8.56.6

15.029.022.083.7

9.660.012.074.067.313.155.328.341.0

1.647.986.288.244.2

107.894.713.5

8.378.599.4

188.6124.9

78.3160.0

90.089.655.021.890.156.6

105.79.5

38.732.530.829.978.035.0

PPPP

PP



Mapa de Líneas de Transmisión

Perú: Análisis del Sector Eléctrico 03Perú: Análisis del Sector Eléctrico62

TABLA DE CONTENIDO

6 ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN

6.1 SISTEMA INTERCONECTADO


6.3 REMUNERACIÓN SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

6.3.1 Procedimiento de Cálculo del Ingreso Tarifario correspondiente al Sistema Principal de

Transmisión

6.3.2 Procedimiento de Cálculo del Peaje por Conexión correspondiente al Sistema Principal de

Transmisión

6.4 REMUNERACIÓN SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN

6.5 INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

6.5.1 Perú-Ecuador

6.5.2 Perú-Bolivia

7 ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN

7.1 DESCRIPCIÓN


7.2.1 El Valor Agregado de Distribución

7.2.2 Costos y Rentabilidad: El Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)

8 ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN

9 BALANCES DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA 2001-2010

9.1 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2001-2010

10 ACTUALIZACIÓN DE LAS TARIFAS - AJUSTES

11 CALIDAD DEL SERVICIO

12 ANEXOS

12.1 ANEXO 1: Archivos en pdf contentivos de los listado de las centrales térmicas e hidráulicas

existentes en perú en el año 2001, los mapas de ubicación de las mismas y los proyectos de

centrales hidráulicas

12.2 ANEXO 2: Archivos en pdf contentivos de: el mapa del sistema interconectado nacional, cuadro

con las características de las principales líneas de transmisión existentes y el listado de los

proyectos de líneas de transmisión

33

33

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38

38

38393940

4040

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45

51

52

53

53

61

45

TABLA DE GRÁFICOS

Gráfico 1. Tasa de Inflación en Perú 1993-2002

Gráfico 2. Variación del Producto Interno Bruto a precios constantes de 1994

Gráfico 3. Inversiones en Generación 1994- 2003 en miles de US$

Gráfico 4. Inversiones en Transmisión 1994- 2003 en miles de US$

Gráfico 5. Inversiones en Distribución 1994- 2003 en miles de US$

Gráfico 6. Total Inversiones Sector Eléctrico de Perú 1994- 2003 en miles de US$

Gráfico 7. Coeficiente de Electrificación por Habitante a Nivel Nacional

Gráfico 8. Potencia Instalada en MW presentada por Empresa para el año 2002

Gráfico 9. Potencia Instalada en % presentada por Empresa para el año 2002

Gráfico 10. Evolución de los Precios Medios de Energía Eléctrica a Cliente final en Ctvo US$/ kWh - Mercado de Clientes

Gráfico 11. Evolución de los Precios Medios de Energía Eléctrica a Cliente final en Ctvo US$/ kWh - Distribuidoras

Gráfico 12. Evolución de los Precios Medios de Energía Eléctrica a Cliente final en Ctvo US$/ kWh - Generadores

Gráfico 13. Diferencias entre los costos de generación de electricidad con y sin CAMISEA (2002-2033)

Gráfico 14. Perú - Potencia Instalada en MW

Gráfico 15. Perú - Producción de Energía en MWh

Gráfico 16. Costos Marginales

Gráfico 17. Curvas de Costos de Transmisión

Gráfico 18. Evolución del Consumo de Energía Eléctrica en GWh

Gráfico 19. Distribuidoras - Evolución del Consumo de Energía Eléctrica en GWh

Gráfico 20. Generadores - Evolución del Consumo de Energía Eléctrica en GWh

Gráfico 21. Precios Medios de Energía Eléctrica de las Distribuidoras por Tipo de Tarifa en Ctv US$/KWh para el año 2002

Gráfico 22. Pérdidas de Energía Eléctrica en Empresas Distribuidoras 1995-2002

Gráfico 23. Balance Oferta-Demanda en MW 2001-2010. Escenario Optimista

Gráfico 24. Balance Oferta-Demanda en MW 2001-2010. Escenario Base

Gráfico 25. Balance Oferta-Demanda 2001-2010 en MW. Escenario Pesimista

TABLA DE CUADROS

Cuadro 1. Reporte de la Privatización

Cuadro 2. Inversiones Públicas y Privadas en el Sector Eléctrico por Actividades

Cuadro 3. Centrales de Generación para el Mercado Eléctrico

Cuadro 4. Líneas de Transmisión Sistema Interconectado Nacional - Año 2001



Cuadro 7. Nombres de los Proyectos Factibles por Escenarios período 2001-2010

Cuadro 8. Proyectos de Transmisión Comprometidos Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

Cuadro 9. Subestaciones Asociadas a los Proyectos de Transmisión Comprometidos Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional

Cuadro 10. Ampliación de la Frontera Eléctrica Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

07

0810

10

10

1112

12

12

25

26

26

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2727

3641

41

4141

42

4246

47

47

09

1128

3435

3645

47

4849

Perú: Análisis del Sector Eléctrico04 Análisis del Sector Eléctrico en Perú 61

CH. MAYUSHCH. OLMOS ICH. OLMOS IICH. EL PLATANALCH. JICAMARCACH. CHAGLLACH. CHEVESCH. HUANZACH. POECHOS ICH. POECHOS IICH. QUITARACSA ICH. CULQUICH. PAMPABLANCACH. EL CHORROCH. CUMBACH. SUMABENICH. SHEQUECH. PAQUITZARANGOCH. MOLLEPATACH. PIAZ ICH. SAN GABAN ICH. QUISHUARANICH. LLUCLLACH. LLUTA ICH. LLUTA IICH. OCOÑACH. VILAVILANI IIICH. CHARCANI VIICH. MOLLOCO ICH. MOLLOCO IICH. MOQUEGUACH. LLAMACCH. PUQUIANCH. LLACLLACH. CURQUISHCH. HUAYLILLASCH. MURICH. TABLACHACACH. EL CAÑOCH. UCHUHUERTACH. CENTAUROCH. PASO DEL AGUILA

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Fuente: Documento de trabajo PRE 2000 - 2010; Base se datos - DGE/DCEElaborado: OTERG

SINAC : Sistema Interconectado Nacional ( SEIN : Sistema Eléctrico InterconectadoNacional a partir del 18-07-2001: D.S. Nº038-2001-EM )

FactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadPreliminarPreliminarFactibilidadFactibilidadFactibilidadPre-factibilidadPreliminarPreliminarDefinitivoPreliminarFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadPreliminarFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadFactibilidadPre - FactibilidadPreliminarPreliminar

LimaLambayequeLambayequeLimaLimaHuánucoLimaLimaPiuraPiuraAncashPiuraLa LibertadAncashAmazonasJunínLimaJunínHuancavelicaLa LibertadPunoCuzcoArequipaArequipaArequipaArequipaTacnaArequipaArequipaArequipaMoqueguaAncashLimaLimaLimaAncashLima y AncashAncashPascoPascoAncashAncash

100140160200104440525

861710

1122059

150825

1,074600

1,379592

1511090

380140140150

3818

20011024

10075

114704290

120100

302038

658975

1,1091,289

2982,9632,604

4627253

56387

2271,3004,5248,2811,474

10,7344,980

101670458

2,139957618

1,034277111991545155n.d.n.d.n.d.n.d.n.d.n.d.n.d.726235n.d.n.d.

NIVEL DE ESTUDIO UBICACIÓN GEOGRÁFICA (DPTO) POTENCIA INSTALADA (MW) ENERGÍA AÑO MEDIO (GW.h/AÑO)

Proyectos de Centrales Hidroeléctricas. Sistema Interconectado Nacional

12.2 ANEXO 2: Archivos contentivos de: el listado de los proyectos de líneas de transmisión, el mapa del sistema interconectado

nacional y cuadro con las características de las principales líneas de transmisión existentes.

Proyectos de Líneas de Transmisión proyectados hasta el 2003

1234567

ITEM

ETECEN S.A.SOCIEDAD ELECTRICA SUROESTE S.E.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERU S.A.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERU S.A.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERU S.A.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERU S.A.EGASA

2111111

220138138220220220138

Nueva Segunda TernaNueva LíneaNueva LíneaNueva LíneaNueva LíneaNueva LíneaNueva Línea

2001200120022003200320032000

EMPRESA NO. TERNAS TENSIÓN (KV) DESCRIPCIÓN AÑO DE SERVICIO

Nota: Líneas que tienen concesión definitiva de transmisión otorgada por la Dirección de Concesiones Eléctricas del MEM

Ministerio de Energía y Minas - Atlas Minería y Energía en el Perú 2001

Perú: Análisis del Sector Eléctrico60

126127128129130131132133134135136137138139140141142143144145146147148149150151152153154155156157158159160161162163164165166167168169170171172173174175176177178179180181182183184185186187188189190191192193194195196197198199200201202203204205206207208209210211212213214215216217218219220221222

C.H. PACHACHACAC.H. YASOC.H. HUINCOC.H. CHIMAYC.H. MUQUIYAUYOC.H. TAMBORAQUE IC.H. TAMBORAQUE IIC.H. CASCADA PARAC (EN ESTUDIO)C.H. PANGOAC.H. CALLAHUANCAC.H. HUANCHOR (EN CONSTRUCCION)C.H. INGENIOC.H. MATUCANAC.H. CONCEPCIONC.H. MOYOPAMPAC.H. HUAMPANIC.H. CHAMISERIA I Y IIC.H. SICAYA HUARISCAC.H. CHUYAPIC.H. RESTITUCIONC.H. MACHUC.H. ANTUNEZ DE MAYOLOC.H. QUINCHESC.H. SAN FRANCISCOC.H. ENRIQUE TALLERIC.H. IZCUCHACAC.H. COTAHUASIC.H. HONGOSC.H.YAULIC.H. VILLAFRANCAC.H. HACIENDA POTREROC.H. ACOBAMBAC.H. COCLAC.H. HUAPAC.H. TUCSIPAMPAC.H. INGENIOC.H. TANTARAC.H. SANTA INESC.H. MACHUPICCHUC.H. QUICAPATAC.H. CASTROVIRREYNAC.H. PAUCARTAMBOC.H. TICRAPOC.H. CATALINAYOCC.H. QUILLABAMBAC.H. CHINCHEROSC.H. SAN GABAN IIC.H. CHUMBAOC.H. LLUSITAC.H. HUANCARAYC.H. MATARAC.H. STGO DE CHOCORVOSC.H. SACSAMARCAC.H. QUERCOC.H. MACUSANIC.H. VILCABAMBAC.H. SANDIAC.H. LARAMATEC.H. AUCARA CABANAC.H. CHALHUANCAC.H. HERCCAC.H. LANGUIC.H. CHIPAOC.H. ANDAMARCAC.H. ANTABAMBAC.H. CHAVIÑAC.H. CORACORAC.H. CHOCOCOC.H. MISAPUQUIOC.H. HUANCARAMAC.H. INCUYOC.H. PAUSAC.H. SAN ANTONIOC.H. HUAYLLACHOC.H. SAN IGNACIOC.H. ONGOROC.H. VIRACO - MACHAGUAYC.H. PAMPACOLCAC.H. CARAVELIC.H. OCOÑA (EN CONSTRUCCION)C.H. SIGUAS IC.H. HUAITIAPILLAC.H. CHUQUIBAMBAC.H. CHARCANI VC.H. CHARCANI IIC.H. LEOPOLDO GAMARRAC.H. CHARCANI IVC.H. CHARCANI VIC.H. CHARCANI IIIC.H. CHARCANI IC.H. HUANCAC.H. SAN GREGORIOC.H. SANTA RITA DE SIGUASC.H. PUQUINAC.H. CUAJONEC.H. ARICOTA 1C.H. ARICOTA 2

ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EDELNOR S.A.A.EDEGEL S.A.A.EDEGEL S.A.A.COMUNIDAD CAMPESINA DE MUQUIYAUYOMINERA LIZANDRO PROAÑO S.A.MINERA LIZANDRO PROAÑO S.A.HYDRO TAMBORAQUE S.A.EMP. DE GEN. COM. DE SERV. PUB. PANGOAEDEGEL S.A.A.HUANCHOR HYDRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.EDEGEL S.A.A.ELECTRO CENTRO S.A.EDEGEL S.A.A.EDEGEL S.A.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTROPERU S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTROPERU S.A.MUNICIPALIDAD DE HUAMPARAELECTRO CENTRO S.A.COMPAÑIA MINERA CERCAPUQUIOELECTRO CENTRO S.A.COMUNIDAD CAMPESINA DE COTAHUASIMUNICIPALIDAD DE HONGOSSOC. MINERA EL BROCAL S.A.ELECTRO CENTRO S.A.GONZALES MAYO ALCIDESELECTRO CENTRO S.A.CENTRAL DE COOPERATIVAS AGRA. CAFETALERASCOMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURACOMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURACOMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURAELECTRO SUR MEDIO S.A.A.CIA. MINERA CASTROVIRREYNA S.A.EGEMSA - EMP. DE GENERACION ELECTRICA DE MACHU PICCHU S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.PROYECTO ESPECIAL RIO CACHIELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA SAN GABAN S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.SOCIEDAD MINERA EL BROCAL S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO PUNO S.A.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO PUNO S.A.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR ESTE S.A.EGEMSAFABRICA DE TEJIDOS MARANGANI S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR MEDIO S.A.ASEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.ARCATA ENERGIA S.A.A.COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURAELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR MEDIO S.A.AARCATA ENERGIA S.A.A.ARCATA ENERGIA S.A.A.ARCATA ENERGIA S.A.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.OCOÑA POWER CORPORATION S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.GAMARRA BACA LEOPOLDOEGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.ECOSAQSOUTHERN COOPER CORPORATIONEGESUR - EMP. DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR S.A.EGESUR - EMP. DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR S.A.

CONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACION*MENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACION*MENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION*MENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVA

YAULISANTA ROSA DE QUIVESSAN PEDRO DE CASTAJAUJAJAUJASAN MATEOSAN MATEOSAN MATEOPANGOACALLAHUANCAMATUCANAINGENIOSURCOCONCEPCIONLURIGANCHOLURIGANCHOEL TAMBOSICAYAECHARATECOLCABAMBAHUASICANCHACOLCABAMBAYAUYOSPICHARICHONGOS ALTOIZCUCHACACATAHUASIHONGOSYAULIHONGOSSANTA ANAACOBAMBASANTA ANALIRCAYLIRCAYHUACHOCOLPATANTARASANTA ANAMACHUPICCHUCARMEN ALTOCASTROVIRREYNAPAUCARTAMBOTICRAPOCHUSCHICUSCOCHINCHEROSSAN GABANSAN JERONIMOHUANCARAYLLAHUANCARAYANDAHUAYLASSANTIAGO DE CHOCORVOSSACSAMARCAQUERCOMACUSANIVILCABAMBAALTO INAMBARILARAMATEAUCARACHALHUANCASICUANILANGUICHIPAOCARMEN SALCEDOANTABAMBACHAVIÑACORACORAALCACAYARANIORCOPAMPAPUYUSCAPAUSACAYLLOMACAYLLOMACAYLLOMACAYLLOMAVIRACOPAMPACOLCACARAVELIRIO GRANDELLUTAHUANCARQUICHUQUIBAMBACAYMACAYMACERRO COLORADOCAYMACAYMACAYMACAYMAALTO SELVA ALEGRENICOLAS DE PIEROLASANTA RITA DE SIGUASPUQUINATORATACURIBAYACURIBAYA

HUAROCHIRIYAULICANTAHUAROCHIRIJAUJAJAUJAHUAROCHIRIHUAROCHIRIHUAROCHIRISATIPOHUAROCHIRIHUAROCHIRIHUANCAYOHUAROCHIRICONCEPCIONLIMALIMAHUANCAYOHUANCAYOLA CONVENCIONTAYACAJAHUANCAYOTAYACAJAYAUYOSLA CONVENCIONHUANCAYOHUANCAVELICAYAUYOSYAUYOSHUANCAVELICAYAUYOSLA CONVENCIONACOBAMBALA CONVENCIONANGARAESANGARAESHUANCAVELICACASTROVIRREYNACASTROVIRREYNAURUBAMBAHUAMANGACASTROVIRREYNAPAUCARTAMBOCASTROVIRREYNACANGALLOCUSCOCHINCHEROSCARABAYAANDAHUAYLASVICTOR FAJARDOANDAHUAYLASANDAHUAYLASHUAYTARAHUANCA SANCOSHUAYTARACARABAYAGRAUSANDIALUCANASLUCANASAYMARAESCANCHISCANASLUCANASLUCANASANTABAMBALUCANASPARINACOCHASLA UNIONCONDESUYOSCASTILLAPARINACOCHASPAUCAR DEL SARA SARACAYLLOMACAYLLOMACAYLLOMACAYLLOMACASTILLACASTILLACARAVELICONDESUYOSCAYLLOMACASTILLACONDESUYOSAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPACAMANAAREQUIPAGENERAL SANCHEZ CERROMARISCAL NIETOCANDARAVECANDARAVE

SSAASINACSSAASINACSINACSSAASSAASSAA-SSAASINAC-SINACSINACSINACSINACSINACSINACSINACSSAASINACSINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAA-SSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSINACSINACSINACSINACSINACSSAASSAASSAASINACSSAASINACSINAC

4.00012.4430.190262.400149.0000.4900.4600.84010.6000.30071.65016.2001.460120.0000.70063.00031.3600.8203.8400.400210.0000.900798.0000.2901.5401.8400.0500.0700.2600.8000.1200.3400.2200.1200.8881.3440.7600.0201.4100.0001.0400.0200.2400.0202.0000.4000.040110.0001.9801.7000.5801.6000.0100.2000.0400.4000.4002.5000.2200.2400.1200.8208.0000.0400.0900.0600.0900.2800.6704.6003.9000.3200.2000.6200.2900.6500.5200.1800.1200.190150.0001.9201.7600.200136.8000.7800.22516.2008.9604.5601.4700.0600.6000.0850.2209.00023.80011.900

LIMAJUNINLIMALIMAJUNINJUNINLIMALIMALIMAJUNINLIMALIMAJUNINLIMAJUNINLIMALIMAJUNINJUNINCUSCOHUANCAVELICAJUNINHUANCAVELICALIMACUSCOJUNINHUANCAVELICALIMALIMAHUANCAVELICALIMACUSCOHUANCAVELICACUSCOHUANCAVELICAHUANCAVELICAHUANCAVELICAHUANCAVELICAHUANCAVELICACUSCOAYACUCHOHUANCAVELICACUSCOHUANCAVELICAAYACUCHOCUSCOAPURIMACPUNOAPURIMACAYACUCHOAPURIMACAPURIMACHUANCAVELICAAYACUCHOHUANCAVELICAPUNOAPURIMACPUNOAYACUCHOAYACUCHOAPURIMACCUSCOCUSCOAYACUCHOAYACUCHOAPURIMACAYACUCHOAYACUCHOAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAYACUCHOAYACUCHOAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAMOQUEGUAMOQUEGUATACNATACNA

ORDEN CENTRAL EMPRESA SITUACION DISTRITO PROVINCIA DEPARTAMENTO SISTEMA P.I.(MW)

Continúa...

* : Central con situación sin Regularizar en Dirección deConcesiones Eléctricas** : P.I. (MW) Potencia Instalada a Diciembre de 2000.

SSAA : SISTEMA AISLADOSINAC: SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ( SEIN : SistemaEléctrico Interconectado Nacional a partir del 18-07-2001:D.S. Nº038-2001-EM )

Análisis del Sector Eléctrico en Perú 05

TABLA DE CUADROS

Cuadro 11. Subestaciones Asociadas a los Proyectos de Ampliación de la Frontera Eléctrica Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional

Cuadro 12. Expansión de la Transmisión Escenario Optimista Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

Cuadro 13. Expansión de la Transmisión Escenario Base Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

Cuadro 14. Expansión de la Transmisión Escenario Pesimista Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

Cuadro 15. Variables utilizadas en las fórmulas de ajuste tarifario

TABLA DE FIGURAS

Figura 1. Actores que Intervienen en el Sector Eléctrico Peruano

Figura 2. Organigrama de OSINERG

Figura 3. Precio Básico de Energía y Potencia

Figura 4. Proceso de Fijación del Valor Agregado de Distribución - VAD

TABLAS

Tabla 1. Líneas Principales del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN

Tabla 2. Número de Clientes en Empresas Distribuidoras año 2002

4950

50

50

51

16

21

30

43

14

15

La República del Perú tiene el gran mérito de ser uno delos pioneros en realizar reformas estructurales a su sectoreléctrico, lo que le permitió atraer inversiones en las etapastempranas de la “revolución energética” en Suramérica y elconsiguiente desarrollo acelerado de su sector. Debido a queel Perú, sin embargo, no poseía los ejemplos de otros paísesque hubiesen reformado sus sectores, implementó ciertaspolíticas que ahora deben ser modificadas para continuar elexitoso desempeño de la industria. Estas reformas debenser integrales, permitiendo por un lado resolver los conflictosque existen entre los distintos organismos del Estado enmateria de formulación de política, supervisión y control delas actividades de los distintos actores, y por el otro lado,permitir una mayor transparencia en el proceso de toma dedecisiones por parte de los distintos entes. El Estado tieneplanteado hacer ciertas mejoras que apuntan a este objetivo,las Reformas de Segunda Generación, a fin de adaptar laindustria a las realidades del país. Entre ellas se encuentranel lograr mayor competencia entre combustibles, mayorparticipación del sector privado, mayor sofisticación de losdistintos actores, mayor experiencia en la regulación deservicios públicos competitivos y mayor competencia entreactores, todo con el objeto de continuar con la tendenciadecreciente de precios, mayor cobertura, mejor calidad delos servicios y mayores inversiones.

A fin de contribuir con la discusión que se viene generandoen el Perú, el presente informe1 desarrolla una visión integralde su sector eléctrico, analizando tanto las instituciones quegobiernan el sector como el comportamiento de los actoresque participan en él. Se muestra que la interacción entrepolíticas energéticas y macroeconómicas, el comportamientode la demanda y el marco regulatorio han logrado que semantenga una capacidad instalada adecuada a lasnecesidades del corto y mediano plazo y a su vez han logradoreducir las tarifas, tanto para grandes clientes como paraclientes regulados. Por el otro lado, se plantea que es requeridoque el mercado mayorista de electricidad se vuelva máscompetitivo. No solo deben participar los generadores pararealizar transacciones de corto plazo para cubrir diferenciasentre la demanda contratada y la demanda efectiva perotambién los grandes consumidores directamente y a través

de comercializadores a fin de darle una mayor profundidadal mercado. Se busca de esta forma lograr un balance entrelos contratos bilaterales y las transacciones de corto plazo,lo que conlleva a una restructuración del Comité de OperaciónEconómica del Sistema y a una modificación del régimen lasreglas de operación y metodologías de formación de precios.

En cuanto a la transmisión, se sugiere retomar los estudiosde planificación indicativa del sistema para enviar señales alos inversionistas, tomando en cuenta intercambiosinternacionales, no solo con Ecuador próximo a iniciarse,pero también con Bolivia, Brasil, Colombia y Chile. Estosestudios de planificación deben considerar a la generacióncomo potencial sustituto a la transmisión y los efectoscompetitivos que una red más densa produce. Con respectoa la distribución y comercialización, es requerido formalizarla figura del comercializador como agente que permiteintermediar los riesgos entre los distintos actores, dándoleprofundidad al mercado y ayudando a reducir distorsionesimplícitas en los esquemas tarifarios. De igual manera, esrecomendable reducir los niveles para ser considerado granusuario y dar más flexibilidad a la participación en estacategoría, simultáneamente con una campaña informativapara promocionar los beneficios de la misma. Simultáneamentecon la reforma del COES, se estima que también es necesarioflexibilizar los términos de compra de la energía y servicioscomplementarios por parte de los distribuidores. Todas estasdiscusiones deben plantearse, como en efecto se está haciendo,con la mayor participación de todos los actores involucrados.

En el análisis se presenta el contexto de política económicaque acompañó al proceso de reestructuración del SectorEléctrico desde su apertura en 1992, así como la evoluciónde las inversiones y las empresas que lo conforma. Despuésse presentan los actores, los regímenes de precios ymercados, las actividades que se desarrollan y lasmetodologías de remuneración de las mismas. Luego sepresenta las proyecciones del balance energético al 2011donde se observa que el nivel de reservas permanece losuficientemente alto para garantizar el servicio eléctrico enel Perú. Finalmente, se presentan los temas de calidad delservicio y ahorro de energía.

1. Este informe fue elaborado por Alberto Levy, Ejecutivo Principal de la Dirección de Políticas Sectoriales de Infraestructura, de la Vicepresidencia de Infraestructura,y por María Carolina Betancourt, como parte de su pasantía profesional realizada en la CAF. La información que sirvió de base para la elaboración del presente informefue obtenida a través de búsquedas en Internet y de la revisión específica de las páginas Web del Ministerio de Energía y Minas (MEM), OSINERG y COES. Adicionalmente,se obtuvo información de entrevistas realizadas a funcionarios del MEM, COES, OSINERG y de las empresas Electroperú, Duke Energy, y REP en agosto de 2003.

1. Introducción


Listado de Centrales Hidroeléctricas

123456789

101112131415161718192021222324252627282930313233343536373839404142434445464748495051525354555657585960616263646566676869707172737475767778798081828384858687888990919293949596979899

100101102103104105106107108109110111112113114115116117118119120121122123124125

C.H. OXAHUAYC.H. MONTEROC.H. QUIROZC.H. SICACATEC.H. POECHOS I YII (EN CONSTRUCCION)C.H. CHIRAC.H. EL COMUNC.H. SANTO DOMINGO DE NAVAC.H. CHALACOC.H. NAMBALLEC.H. CURUMUYC.H. ZAPALACHEC.H. HUANCABAMBAC.H. TABACONASC.H. EL MUYOC.H. CANCHAQUEC.H. CHAUPE PUCARAC.H. LA PELOTAC.H. POMAHUACAC.H. ACHAMAQUIC.H.CAÑARISC.H. EL GERAC.H. CACLICC.H. INCAWASIC.H. GUINEAMAYOC.H. TACABAMBAC.H. TABALOSOSC.H. CHIRICONGAC.H. CARHUAQUEROC.H. SAN JOSE DE SINACAC.H. CERRO MULATO (EN CONSTRUCCION)C.H. BAMBAMARCAC.H. MINI CC.HH.EL TINGOC.H. LEYMEBAMBAC.H. SHIPILCOC.H. BUENOS AIRES NIEPOSC.H. CELENDINC.H. CHICCHEC.H. LANCHILOMAC.H. GALLITO CIEGOC.H. HUAYOBAMBAC.H. SAN MARCOSC.H. PAUCAMARCAC.H. CORLAS - CASCASC.H. PACAYMONTEC.H. MEMBRILLOC.H. HUAYUNGUITAC.H. HUAYUNGAC.H. EL TINGOC.H. YAMOBAMBAC.H. PIAZ I (EN CONSTRUCCION)C.H. HUAYCHACAC.H. CACHICADANC.H. TARABAMBAC.H. TABLACHACA (EN ESTUDIO)C.H. VIRUC.H. CAÑON DEL PATOC.H. POMABAMBAC.H. PISCOBAMBAC.H. PASO DEL AGUILA (EN ESTUDIO)C.H. CENTAURO (EN CONSTRUCCION)C.H. CHACASC.H. CENTAURO II (EN ESTUDIO)C.H. MARIA JIRAYC.H. MINI CENTRAL HIDROELECTRICA 1C.H. MINI CENTRAL HIDROELECTRICA 2CH3 ANTIGUAC.H. PARIACC.H. ACOMAYOC.H. HUALLANCA NUEVAC.H. COLPA BAJAC.H. POZUZOC.H. LAMAC (EN ESTUDIO)C.H. CHIQUIANC.H. MURI (EN ESTUDIO)C.H. PUQUIAN (EN ESTUDIO)C.H. OCROSC.H. CAHUAC.H. HUANRIC.H. CURQUISH (EN ESTUDIO)C.H. CHAPRINC.H. PAMPANIAC.H. RAURA IIC.H. CHINCHEC.H. UCHUHUERTA (EN ESTUDIO)C.H. MAYUSH (EN ESTUDIO)C.H. MARCOPAMPAC.H. CASHAUCROC.H. HUAYLILLAS (EN ESTUDIO)C.H. COCHASC.H. CANDELARIAC.H. PATONC.H. LLACLLA (EN ESTUDIO)C.H. YAUPIC.H. YUNCAN (EN CONSTRUCCION)C.H. RIO BLANCOC.H. NAVAC.H. JUPAYRAGRAC.H. EL CAÑO (EN ESTUDIO)C.H. CHURINC.H. PICHANAKIC.H. HUARONC.H. SAN HILARIONC.H. CHANCHAMAYOC.H. HUANCHAYC.H. YANANGOC.H. SHAGUAC.H. CACRAYC.H. CHEVES (EN CONSTRUCCION)C.H. YANAHUINC.H. RAVIRA-PACARAOSC.H. MONOBAMBAC.H. MONOBAMBA IIC.H. CHALHUAMAYOC.H. CARPAPATA IIC.H. CARPAPATA IC.H. ACOSC.H. MALPASOC.H. HUAROSC.H. TARMA HUASA HUASIC.H. PACCHAC.H. CANTAC.H. CANTAC.H. LA OROYAC.H. LLAPAY (EN CONSTRUCCION)

ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.SINDICATO ENERGETICO S.A. - SINERSAPROYECTO ESPECIAL CHIRA - PIURAELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.SINDICATO ENERGETICO S.A. - SINERSAELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.CTAR LAMBAYEQUEELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.CTAR LAMBAYEQUEELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.EGENOR S.A.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRICA CHONGOYAPE S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.CIA. MINERA SAN NICOLAS S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.CEMENTOS NORTE PACASMAYO ENERGIA S.A.C.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.CIA. MINERA SAYAPULLO S.A.CIA. MINERA SAYAPULLO S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.CIA. MINERA PODEROSA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.AGUAS Y ENERGIA PERU S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.IESA S.A.PROYECTO ESPECIAL CHAVIMOCHICEGENOR S.A.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.REPRESENTACIONES CASASI S.A.CORMIPESA - CORPORACION MINERA DEL PERU S.A.EMP. DE INTERES LOCAL HIDROELEC. CHACASREPRESENTACIONES CASASI S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA PARIAC S.A.EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA PARIAC S.A.EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA PARIAC S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA PARIAC S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CIA. MINERA SANTA LUISAELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.COMPAÑìA MINERA ATACOCHARAGUSEA AGROINDUSTRIAL S.A.COMPAÑIA MINERA RAURA S.A.COMUNIDAD CAMPESINA DE CHINCHE - TINGOELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.COMPAÑìA MINERA ATACOCHACIA. MINERA RAURAEMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.COMPAÑIA MINERA MILPOCOMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURAEMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EGECEN S.A.SOC. MINERA EL BROCAL S.A.EDELNOR S.A.A.SOC. MINERA EL BROCAL S.A.ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EDELNOR S.A.A.ELECTRO CENTRO S.A.COMPAÑIA MINERA HUARON S.A.CIA. HIDROELECTRICA SAN HILARIONELECTRO CENTRO S.A.EMP. ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.EDEGEL S.A.A.EMP. ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.EMP. ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.PERU HYDRO S.A.EMP. ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.EDELNOR S.A.A.COMPAÑIA MINERA SAN IGNACIO DE MOROCOCHA S.A.COMPAÑIA MINERA SAN IGNACIO DE MOROCOCHA S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CEMENTO ANDINO S.A.CEMENTO ANDINO S.A.EDELNOR S.A.A.ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EDELNOR S.A.A.INVERSIONES ANDINO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.E.D.E. CHANCAY S.A.EDELNOR S.A.A.ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.CIA. MINERA SAN VALENTIN S.A.

MENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KW*MENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACION*AUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KW*MENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACION*CONCESION TEMPORALAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWCONCESION TEMPORALCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVACONCESION TEMPORALCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACION*AUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION

SICCHEZMONTEROAYABACAMONTEROSULLANASULLANAFRIASSANTO DOMINGOCHALACONAMBALLECASTILLAEL CARMEN DE LA FRONTERAHUANCABAMBATABACONASARAMANGOCANCHAQUEJAENJAENPOMAHUACALONYA GRANDECAÑARISJEPELACIOLUYAINCAHUASISOCOTATACABAMBATABALOSOSCHANCAYBAÑOSLLAMASAN JOSE DE SINACACHONGOYAPEBAMBAMARCAHUALGAYOCLEIMEBAMBACELENDINNIEPOSJORGE CHAVEZCAJAMARCANAMORAYONANPEDRO GALVEZPEDRO GALVEZICHOCANCASCASSAYAPULLOSAYAPULLOCAJABAMBACAJABAMBAPATAZHUAMACHUCOOTUZCOQUIRUVILCACACHICADANBULDIBUYOPALLASCAVIRUHUALLANCAPOMABAMBAPISCOBAMBAACOCHACACHACASCHACASCHACASHUARIHUARAZHUARAZHUARAZHUARAZCHINCHAOHUALLANCAHUANUCOPOZUZOHUASTACHIQUIANCOPACOPAOCROSCAJATAMBOSAN CRISTOBAL DE RAJANCAJATAMBOHUARIACASANTA ANA DE TUSIOYONYANAHUANCAHUACHONMANASYANACANCHAOYONCOCHASAMBARYANACANCHAOYONBARRANCAULCUMAYOPAUCARTAMBOTINYAHUARCOPACHANGARATINYAHUARCOVILLA RICAPACHANGARAPICHANAQUIHUAYLLAYSAYANSAN RAMONPACARAOSSAN RAMONSANTA CRUZ DE ANDAMARCASANTA CRUZ DE ANDAMARCASAYANPACARAOSPACARAOSVITOCVITOCSATIPOPALCAPALCASAN MIGUEL DE ACOSPACCHAHUAROSTARMATARMACANTACANTALA OROYALARAOS

AYABACAAYABACAAYABACAAYABACASULLANASULLANAAYABACAMORROPONMORROPONSAN IGNACIOPIURAHUANCABAMBAHUANCABAMBASAN IGNACIOBAGUAHUANCABAMBAJAENJAENJAENUTCUBAMBAFERREÑAFEMOYOBAMBALUYAFERREÑAFECUTERVOCHOTALAMASSANTA CRUZCHOTAEL DORADOCHICLAYOHUALGAYOCHUALGAYOCCHACHAPOYASCELENDINSAN MIGUELCELENDINCAJAMARCACAJAMARCACONTUMAZASAN MARCOSSAN MARCOSSAN MARCOSGRAN CHIMUGRAN CHIMUGRAN CHIMUCAJABAMBACAJABAMBAPATAZSANCHEZ CARRIONOTUZCOSANTIAGO DE CHUCOSANTIAGO DE CHUCOPATAZPALLASCAVIRUHUAYLASPOMABAMBAMARISCAL LUZURIAGAASUNCIONASUNCIONASUNCIONASUNCIONHUARIHUARAZHUARAZHUARAZHUARAZHUANUCOBOLOGNESIHUANUCOOXAPAMPABOLOGNESIBOLOGNESICAJATAMBOCAJATAMBOOCROSCAJATAMBOOCROSCAJATAMBOPASCODANIEL ALCIDES CARRIONOYONDANIEL ALCIDES CARRIONPASCOCAJATAMBOPASCOOYONOCROSHUAURAPASCOOYONBARRANCAJUNINPASCOPASCOOYONPASCOOXAPAMPAOYONCHANCHAMAYOPASCOHUAURACHANCHAMAYOHUARALCHANCHAMAYOHUARALHUARALHUAURAHUARALHUARALCHANCHAMAYOCHANCHAMAYOSATIPOTARMATARMAHUARALYAULICANTATARMATARMACANTACANTAYAULIHUAROCHIRI

SSAASSAASSAASSAA--SSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAA-SSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAA-SSAASSAASSAA-SSAASINACSSAASSAA-SSAASSAA-SSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAA-SSAA--SSAASINAC--SSAASSAASSAASSAA--SSAASSAA--SSAASSAA-SINAC-SSAASSAASSAA-SSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAA-SSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASINACSSAA-SINACSSAASSAASINACSSAA

0.0300.0401.6600.20027.0000.2400.1000.1020.1500.15012.0000.0600.1460.1005.6700.0930.4003.1800.0700.0800.0506.1604.8000.0600.8000.1000.2802.00075.0600.1308.0000.0500.0400.0600.5801.0601.1000.6200.07034.0000.0600.1000.3300.2400.4400.8800.0800.5201.7600.60015.0000.3600.2001.100120.0007.680154.2500.9700.23038.0009.9000.60020.0001.5400.3000.4601.46046.0700.1004.3000.3800.860100.0000.40090.00076.0000.28041.500255.00070.0005.4000.35025.2001.60030.000100.0001.2004.40042.000120.0003.8403.460114.000108.000130.0001.4200.5271.920100.0000.6001.2602.5400.6000.5601.95040.5001.1000.250525.0000.4900.1505.3005.3303.2005.9005.6000.28054.4000.8800.0000.2201.1000.8409.1004.000

PIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURACAJAMARCAPIURAPIURAPIURACAJAMARCAAMAZONASPIURACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCAAMAZONASLAMBAYEQUESAN MARTINAMAZONASLAMBAYEQUECAJAMARCACAJAMARCASAN MARTINCAJAMARCACAJAMARCASAN MARTINLAMBAYEQUECAJAMARCACAJAMARCAAMAZONASCAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCALA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADCAJAMARCACAJAMARCALA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADANCASHLA LIBERTADANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHHUANUCOANCASHHUANUCOPASCOANCASHANCASHLIMALIMAANCASHLIMAANCASHLIMAPASCOPASCOLIMAPASCOPASCOLIMAPASCOLIMAANCASHLIMAPASCOLIMALIMAJUNINPASCOPASCOLIMAPASCOPASCOLIMAJUNINPASCOLIMAJUNINLIMAJUNINLIMALIMALIMALIMALIMAJUNINJUNINJUNINJUNINJUNINLIMAJUNINLIMAJUNINJUNINLIMALIMAJUNINLIMA


Continúa...Ministerio de Energía y Minas - Atlas Minería y Energía en el Perú 2001



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C.T. SELENE

C.T. LUCANAS

C.T. PUQUIO

C.T. CHANGUILLO

C.T. TAMBO QUEMADO

C.T. NAZCA

C.T. AZANGARO

C.T. AYAVIRI

C.T. CORACORA

C.T. COTAHUASI

C.T. SAN NICOLAS

C.T. BELLA UNION

C.T. ARCATA

C.T. HUAYLLACO - CAYLLOMA

C.T. ORCOPAMPA

C.T. PAUSA

C.T. ACARI

C.T. ARES 2

C.T. TAPARACHI

C.T. SHILA

C.T. LOMAS

C.T. CHUQUIBAMBA

C.T. YAUCA

C.T. ARIRAHUA

C.T. PAMPACOLCA

C.T. CHALA

C.T. BELLAVISTA

C.T. CARAVELI

C.T. ATICO

C.T. ATICO

C.T. SIGUAS

C.T. HUANCA

C.T. SOCOSANI

C.T. MOQUEGUA (SIA) - 4

C.T. ILAVE

C.T. JULI

C.T. YURA

C.T. RIO SECO

C.T. UBINAS

C.T. CHILINA

C.T. CORIRE


C.T. AREQUIPA

C.T. MADSA

C.T. OCOÑA

C.T. CERVECERIA DORADA

C.T. CERRO VERDE (TG)

C.T. CERRO VERDE (EL)


C.T. INCA TOPS

C.T. LA JOYA

C.T. LA PLANCHADA

C.T. CAMANA

C.T. SAN CAMILO







C.T. MOLLENDO

C.T. MOLLENDO

C.T. MOLLENDO

C.T. MATARANI

C.T. MOQUEGUA

C.T. TOQUEPALA

C.T. REFINERIA DE COBRE

C.T. ILO

C.T. ILO 22 (EN CONSTRUCCION)

C.T. RUBI

C.T. ILO 21

C.T. ARPES

C.T. CALANA

CIA. MINERA SELENE S.A.

ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.

ELECTRO SUR MEDIO S.A.A. -




ELECTRO PUNO S.A.A.

ELECTRO PUNO S.A.A.


SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.

SHOUGANG GENERACION ELECTRICA S.A.


CIA. MINERA ARCATA S.A.

CIA. MINERA DE CAYLLOMA S.A.

COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURA



COMPAÑIA MINERA ARES S.A.

EMP. GEN. ELECTRICA SAN GABAN S.A.

MINERA SHILA S.A.




MINERA ARIRAHUA



EMP. GEN.ELECTRICA SAN GABAN S.A.


SIPESA




SOCOSANI S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO PUNO S.A.A.

ELECTRO PUNO S.A.A.

YURA

CIA. MINERA UBINAS S.A.


EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.


ELECTRO SUR S.A.

ALICORP S.A.

MANUFACTURAS DEL SUR S.A.


CIA. CERVECERA DEL SUR

SOC. MINERA CERRO VERDE S.A.


ELECTRO SUR S.A.

INCA TOPS S.A.


INDUSTRIAL PESQUERA ILO S.A.



ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

SIPESA

CORPORACION PESQUERA SAN ANTONIO S.A.


SIPESA

EGESUR S.A. EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR S.A.

SOUTHERN PERU COPPER CORPORATION


AUSTRAL GROUP S.A.

ENERSUR - ENERGIA DEL SUR S.A.

PESQUERA RUBI S.A.


ARMADORES PESQUEROS - ARPES S.A.


MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

*

*

*

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

*

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

*

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

*

AUTORIZACION

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

*

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

*

*

*

*

*

*

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

LUCANAS

PUQUIO

EL INGENIO

LEONCIO PRADO

NAZCA

AZANGARO

AYAVIRI

CORACORA

PUYCA

MARCONA

BELLA UNION

SALAMANCA

CAYLLOMA

ORCOPAMPA

PAUSA

BELLA UNION

CHILCAYMARCA

JULIACA

CHACHAS

LOMAS

UÑON

YAUCA

YANAQUIHUA

PAMPACOLCA

ATIQUIPA

PUNO

RIO GRANDE

CHAPARRA

CHAPARRA

LLUTA

HUANCA

YURA

ICHUÑA

PILCUYO

JULI

YURA

CERRO COLORADO

CAYMA

ALTO SELVA ALEGRE

CHIGUATA

UBINAS

AREQUIPA

AREQUIPA

OCOÑA

SACHACA

UCHUMAYO

UCHUMAYO

MATALAQUE

MOLLEBAYA

LA JOYA

MARISCAL CACERES

CAMANA

LA JOYA

PUQUINA

OMATE

SAN CRISTOBAL

QUINISTAQUILLAS

CUCHUMBAYA

LA CAPILLA

MOLLENDO

MOLLENDO

MOLLENDO

MEJIA

MOQUEGUA

ILABAYA

PACOCHA

PACOCHA

ILO

ILO

ILO

ILO

ILO

CALANA

LUCANAS

LUCANAS

NAZCA

LUCANAS

NAZCA

AZANGARO

MELGAR

PARINACOCHAS

LA UNION

NAZCA

CARAVELI

CONDESUYOS

CAYLLOMA

CASTILLA

PAUCAR DEL SARA SARA

CARAVELI

CASTILLA

SAN ROMAN

CASTILLA

CARAVELI

CASTILLA

CARAVELI

CONDESUYOS

CASTILLA

CARAVELI

PUNO

CONDESUYOS

CARAVELI

CARAVELI

CAYLLOMA

CAYLLOMA

AREQUIPA

GENERAL SANCHEZ CERRO

EL COLLAO

CHUCUITO

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA


AREQUIPA

AREQUIPA

CAMANA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA


AREQUIPA

AREQUIPA

CAMANA

CAMANA

AREQUIPA



MARISCAL NIETO


MARISCAL NIETO


ISLAY

ISLAY

ISLAY

ISLAY

MARISCAL NIETO

JORGE BASADRE

ILO

ILO

ILO

ILO

ILO

ILO

ILO

TACNA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

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SSAA

SINAC

SSAA

SSAA

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SSAA

SINAC

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SSAA

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SINAC

SINAC

SINAC

SSAA

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SINAC

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SINAC

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SINAC

SINAC

SINAC

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SINAC

SSAA

SINAC

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SINAC

SSAA

SINAC

SSAA

SSAA

SINAC

SINAC

SSAA

SINAC

SSAA

SSAA

SSAA

SINAC

0.960

0.100

1.800

0.300

0.100

2.590

0.980

1.800

1.000

0.160

63.627

0.400

6.000

4.360

3.976

0.200

0.460

5.100

7.800

2.440

0.080

0.340

0.130

2.410

0.200

0.420

7.850

0.200

3.220

0.430

1.940

0.100

0.800

0.017

0.320

0.290

6.400

0.800

1.820

53.400

1.500

0.173

1.060

0.930

0.320

2.040

15.200

5.000

0.017

0.655

1.410

3.000

5.910

0.100

0.420

0.030

0.050

0.100

0.220

0.092

2.060

1.230

106.490

3.410

1.060

6.490

9.000

5.460

135.200

3.600

257.600

2.300

25.600

APURIMAC

AYACUCHO

AYACUCHO

ICA

AYACUCHO

ICA

PUNO

PUNO

AYACUCHO

AREQUIPA

ICA

AREQUIPA

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AREQUIPA

AYACUCHO

AREQUIPA

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PUNO

AREQUIPA

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PUNO

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PUNO

PUNO

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TACNA

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TACNA



SSAA : SISTEMA AISLADOSINAC : SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ( SEIN : SistemaEléctrico Interconectado Nacional a partir del 18-07-2001:D.S. Nº038-2001-EM )

Perú tiene una extensión territorial de aproximadamente1,28 millones de kilómetros cuadrados, se encuentra en lazona centro-occidental de Sudamérica y limita al norte conEcuador y Colombia, al sur con Bolivia y con Chile, al estecon Brasil y al oeste con el océano Pacífico. En el año 2002Perú contaba con una población total de 26.749.000habitantes, con una tasa de crecimiento interanual promediode aproximadamente 1,6% desde 1997.

En las décadas de los años sesenta y ochenta la política degobierno del Perú estaba orientada a la participación delEstado en casi todas las actividades económicas, con elobjetivo de promover el desarrollo del país. Está política noresultó ser exitosa, registrándose los elevados niveles deinflación, así como porcentajes negativos de variación delProducto Interno Bruto, e importantes pérdidas en lasempresas del Estado.

A partir de 1990 se realiza una reforma estructural paraeliminar la intervención del Estado en la economía, permitiendoque el mercado oriente las decisiones de los actores. En estesentido se eliminaron todos los privilegios de los monopoliosde las empresas estatales, se eliminaron las restricciones yprohibiciones al comercio exterior y se estableció un

tratamiento no discriminatorio para la inversión extranjera ynacional. En 1991 se inicia la transferencia al sector privadosobre la base de lo establecido en la Ley de Privatizaciones2

, y cuyo propósito fue la de promover la inversión privada,tanto nacional como extranjera. Esta nueva política de gobiernose tradujo en una mejora de la economía, al presentarse unatendencia decreciente de la tasa de inflación anual, así comoporcentajes positivos de variación del Producto Interno Brutoa precios constantes de 1994. Ver Gráfico 1 y Gráfico 2.

Este entorno de política económica se reflejó en el sectoreléctrico en donde las empresas, hasta 1992, tuvieron eldesarrollo de sus actividades de generación, transmisión,distribución y comercialización de energía eléctrica reservadasal Estado, a través de la empresa matriz Electroperú S.A.,quién tenía la propiedad y representación de las accionesdel Estado y ejercía la supervisión y coordinación de lasempresas regionales de electricidad. El regulador de estasactividades fue la Dirección General de Electricidad delMinisterio de Energía y Minas.

2. Decreto Legislativo N° 674 de 1991.

2 Evolución del Sector Eléctrico


60,00%

50,00%

40,00%

30,00%

20,00%

10,00%

0,00%1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Fuente Banco Central de Reserva del Perú



En 1992 se inicia el proceso de reestructuración del sector

eléctrico3 requiriéndose la separación de las actividades de

generación, transmisión, distribución y comercialización,

introduciendo la competencia en generación y

comercialización, y manteniendo como negocios regulados

la transmisión y la distribución. La Dirección General de

Electricidad, en representación del Ministerio de Energía y

Minas, tiene la función de otorgar las concesiones y

autorizaciones. A un nuevo ente, el Organismo Supervisor

de la Inversión en Energía (OSINERG) se le asignó la función

de regulación del mismo y al Comité de Operación Económica

del Sistema (COES), las funciones de operación del sistema

interconectado nacional4. En el Cuadro 1 se presenta un

reporte del Proceso de Privatización que se llevó a cabo en

Perú.

3. Ley de Concesiones Eléctricas. Decreto Ley 25844

4. El COES es un ente único dentro de los esquemas de restructuración de las industrias eléctricas. Siendo autorregulado por sus miembros, los generadores y empresas

de transmisión, no recibe supervisión ni control de los entes del Estado, salvo en cuestiones técnicas para garantizar el suministro eléctrico, la interconexión de nuevos

actores, y el acceso abierto a las redes. Esta falta de vigilancia se debe a que en el COES solo se transan diferencias entre las obligaciones que tienen los generadores

para suplir a las distribuidoras y grandes clientes, y las ofertas realizadas. Debido a que las distribuidoras deben contratar toda la energía que requieren sus clientes,

los contratos son supervisados por OSINERG y los grandes clientes están obligados a contratar toda su energía, no existen incentivos para ejercer poder de mercado

sobre los usuarios finales en las transacciones de corto plazo que son manejadas por el COES


19,00%

14,00%

9,00%

4,00%

-1,00%

-6,00%

-11,00%

-16,00%

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Política de privatización


254255256257258259260261262263264265266267268269270271272273274275276277278279280281282283284285286287288289290291292293294295296297298299300301302303304305306307308309310311312313314315316317318319320321322323324325326327328329330331332333334335336337338339340341342343344345346347348349350351352353354355356357358359360361362363364365366367368369370371372373374375376377378379380381382

C.T. IWANKOC.T. SAYANC.T. SATIPOC.T. INDUMARC.T. IBERIAC.T. BENEFICIOC.T. MARIA TERESAC.T. ANDINOC.T. PANGOAC.T. TARMAC.T. AVINKAC.T. SAN FERMINC.T. GRUNEPAC.T. CHANCAYC.T. NEMESINACC.T. PLANTA NO 3C.T. VEGUETAC.T. SAN VICENTEC.T. UNIDAD MINERA CARAHUACRAC.T. VENTANILLAC.T. LA PAMPILLAC.T. URPIPATAC.T. CAJAMARQUILLA (VAPOR)C.T. ATLASC.T. FILAMENTOSC.T. CAJAMARQUILLAC.T. CELIMA 1C.T. CEPERC.T. CELIMA 2C.T. PURINAC.T. CALCAREOSC.T. MEPSAC.T. PLANTA 2C.T. COMPAÑIA QUIMICAC.T. FARINACEOS MOLINOSC.T. CORMARC.T. OLVIESAC.T. FRENOSAC.T. ATEC.T. AJINOMOTOC.T. PLANTA TINTORERIAC.T. LA MOLINAC.T. VOPAKC.T. NITRATOSC.T. BAKELITAC.T. QUILLABAMBAC.T. CORPACC.T. JOHNSONC.T. RIMACC.T. SAVOYC.T. SANTA ROSAC.T. UNIVERSALC.T. INTERBANKC.T. FIDEERIA LIMAC.T. ALICORPC.T. NABISCOC.T. MOLITALIAC.T. LIMA CAUCHOC.T. GOODYEARC.T. OLEAGINOSA CALLAOC.T. EL AMAZONASC.T. IEQSAC.T. COCA COLAC.T. NESTLE PERUC.T. NUEVO MUNDOC.T. FIJESAC.T. NUEVO MUNDO IC.T. RED STARC.T. ETERNITC.T. MOLINO CALLAOC.T. PLANTA FAR. FIDEERIAC.T. AV. COLONIALC.T. PUERTO CALLAOC.T. VINSAC.T. SUDAMERICANAC.T. PERUBARC.T. LA PAPAC.T. COSTA DEL PACIFICOC.T. MONTERRICOC.T. ATOCONGOC.T. LARCO MARC.T. CEMENTOS LIMAC.T. AUTORIDAD AUTONOMAC.T. CEMENTOS LIMA 2C.T. ALIMENTOSC.T. EXSAC.T. APOSTOL SANTIAGOC.T. DIESEL MANTAROC.T. PAUCARAC.T. PTO. MALDONADOC.T. MALLAC.T. MALAC.T. HUANCAVELICAC.T. ACOBAMBAC.T. CHUYAPIC.T. HUANTAC.T. SAN GENAROC.T. CORRALPAMPAC.T. AYACUCHOC.T. IZCUCHACAC.T. HUACHOSC.T. CHINCHEROSC.T. CASTROVIRREYNAC.T. TINTAYAC.T. TAMBO DE MORAC.T. EXALMARC.T. CANGALLOC.T. CUSCOC.T. DOLORESPATAC.T. TICRAPOC.T. HUAYTARAC.T. HUANCAPIC.T. ABANCAYC.T. PERUBAR S.A.C.T. PISCOC.T. PHINAYAC.T. ACEROSC.T. PISCOC.T. EL PROGRESOC.T. SANTIAGO DE CHOCORVOSC.T. EPESCAC.T. PISCOC.T. CORDOVAC.T. SANDIAC.T. MINSURC.T. TANTARAC.T. ANTABAMBAC.T. ANDAMARCAC.T. CHIPAO

MOLINOS MAYO S.A.EDELNOR S.A.A. (EX E.D.E. CHANCAY)ELECTRO CENTRO S.A.PESQUERA INDUSTRIAL MARITIMA S.A. - INDUMARELECTRO SUR ESTE S.A.MOLINOS MAYO S.A.MINERA COLQUISIRICEMENTO ANDINO S.A.ELECTRO PANGOA S.A.ELECTRO CENTRO S.A.AVINKA S.A.EMPRESA ELECTRICA SAN FERMIN S.A.GRUPO DE NEGOCIOS PAITA S.A. - GRUNEPAPESQUERA POLAR S.A.PESQUERA NEMESINAC S.A.PRODUPESASIPESACIA. MINERA SAN IGNACIO DE MOROCOCHAVOLCAN CIA. MINERAETEVENSAREFINERIA LA PAMPILLA S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.REFINERIA CAJAMARQUILLA S.A.CALZADOS ATLAS S.A.FILAMENTOS INDUSTRIALES S.A.REFINERIA CAJAMARQUILLA S.A.CERAMICA LIMA S.A. - CELIMACEPER CONDUCTORES ELECTRICOS PERUANOS S.A.CERAMICA LIMA S.A. - CELIMAAGRIBRANDS PURINA PERU S.A.CIA. MINERA AGREGADOS CALCAREOS S.A.MEPSA - METALURGIA PERUANA S.A.CORPORACION CERAMICA S.A.COMPAÑIA QUIMICA S.A.ALICORP S.A.CORPORACION DEL MAR S.A.OLVIESAFRENO S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.AJINOMOTO DEL PERU S.A.INDUSTRIAS NETTALCO S.A.BANCO DE CREDITO DEL PERU S.A.VOPAK SERLIPSA S.A.NITRATOS S.A.BAKELITA Y ANEXOS S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.CORPORACION PERUANA DE AEROPUERTOS Y AVIAC.C.JOHNSON JOHNSON DEL PERU S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.SAVOY PERU S.R.L.EDEGEL S.A.A. - EMP. DE GENERACION ELEC. DE LIMA S.A.UNIVERSAL TEXTIL S.A.INTERBANKALICORP S.A.ALICORP S.A.NABISCO PERU S.A.MOLINO ITALIA S.A.LIMA CAUCHO S.A.GOODYEAR DEL PERU S.A.ALICORP S.A.SOCIEDAD ANONIMA FCA. TEXTIL EL AMAZONASINDUSTRIAS ELECTROQUIMICAS S.A.EMBOTELLADORA LATINOAMERICANA S.A. COCA COLANESTLE PERU S.A.CIA. INDUSTRIAL NUEVO MUNDO S.A.FIJESA S.A.C.CIA. INDUSTRAL NUEVO MUNDO S.A.RED STAR DEL PERU S.A.FABRICA PERUANA ETERNIT S.A.ALICORP S.A.ALICORP S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.ENAPUVIDRIOS INDUSTRIALES S.A.SUDAMERICANA DE FIBRAS S.A.PERUBAR S.A.CENTRO INTERNACIONAL DE LA PAPA (CIP)HOTELERA COSTA DEL PACIFICO S.A.UNIVERSIDAD DE LIMAGEN. ELECTRICA DE ATOCONGOLARCO MAR S.A.CEMENTOS LIMA S.A.PROYECTO ESP. SINACTEMA ELECTRICA DE TRANSPORTE MASIVO DE LIMA Y CALLAOCEMENTOS LIMA S.A.MOLINOS MAYO S.A.EXSA S.A.CIA. MINERA SAN VALENTINELECTROPERU S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.CONSORCIO MALLA S.A.CIA. MINERA PATIVILCAELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CIA. MINERA CASTROVIRREYNA S.A.COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURAELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.BHP TINTAYACOMPAÑIA PESQUERA DEL PACIFICO CENTRO S.A.PESQUERA EXALMAR S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.EGEMSA - EMP. DE GENERACION ELECTRICA DE MACHU PICCHU S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.CIA. MINERA PERUBAR S.A.PESQUERA DIAMANTE S.A.MUNIC. DEL CENTRO POB. DE PHINAYACORPORACION ACEROS AREQUIPA S.A.AUSTRAL GROUP S.A.CIA. TEXTIL EL PROGRESO S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.EPESCA S.A.CORPORACION PESQUERA SAN ANTONIO S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO PUNO S.A.A.CIA. MINSUR S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.

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SAYANSAYANSATIPOHUACHOIBERIAHUARALHUARALTARMAPANGOATARMACHANCAYCHANCAYCHANCAYCHANCAYCHANCAYCHANCAYCHANCAYMOROCOCHAYAULIVENTANILLAVENTANILLAECHARATELURIGANCHOLURIGANCHOLOS OLIVOSLURIGANCHOSAN JUAN DE LURIGANCHOLOS OLIVOSSAN MARTIN DE PORRESINDEPENDENCIALOS OLIVOSLURIGANCHOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOSAN JUAN DE LURIGANCHOCALLAOSAN JUAN DE LURIGANCHOATECALLAOCALLAOEL AGUSTINOECHARATECALLAOATELIMASANTA ANITALIMALIMALIMALIMACARMEN DE LA LEGUA REYNOSOLIMALIMASANTA ANITACARMEN DE LA LEGUA REYNOSOLIMALIMACARMEN DE LA LEGUA REYNOSOLIMALIMALIMALIMALIMASANTA ANITALIMACALLAOCALLAOCALLAOBELLAVISTABELLAVISTACALLAOHUAROCHIRILA MOLINASAN ISIDROSANTIAGO DE SURCOPACHACAMACMIRAFLORESVILLA MARIA DEL TRIUNFOVILLA EL SALVADORVILLA EL SALVADORLURINLURINLARAOSCOLCABAMBAPAMPASTAMBOPATAMALAMALAHUANCAVELICAACOBAMBASANTA ANAHUANTASANTA ANAHUACHOCOLPAAYACUCHOLIRCAYHUACHOSURUBAMBACASTROVIRREYNALAMAYTAMBO DE MORATAMBO DE MORAPARASCUSCOSANTIAGOHUAYTARAHUAYTARAVILCANCHOSABANCAYURCOSPISCOOCONGATEPISCOPISCOPARACASSANTIAGO DE CHOCORVOSPARACASPARACASCORDOVAPATAMBUCOANTAUTACABANAOROPESACARMEN SALCEDOCHIPAO

HUAURAHUAURASATIPOHUAURATAHUAMANUHUARALHUARALTARMASATIPOTARMAHUARALHUARALHUARALHUARALHUARALHUARALHUARALYAULIYAULICALLAOCALLAOLA CONVENCIONLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMACALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOLIMACALLAOLIMALIMACALLAOCALLAOLIMALA CONVENCIONCALLAOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMACALLAOLIMALIMALIMACALLAOLIMALIMACALLAOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMACALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOHUAROCHIRILIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMAYAUYOSTAYACAJATAYACAJATAMBOPATACAÑETECAÑETEHUANCAVELICAACOBAMBALA CONVENCIONHUANTACASTROVIRREYNAHUANCAVELICAHUAMANGAANGARAESCASTROVIRREYNAURUBAMBACASTROVIRREYNACALCACHINCHACHINCHACANGALLOCUSCOCUSCOHUAYTARAHUAYTARAVICTOR FAJARDOABANCAYQUISPICANCHIPISCOQUISPICANCHIPISCOPISCOPISCOHUAYTARAPISCOPISCOHUAYTARASANDIAMELGARLUCANASANTABAMBALUCANASLUCANAS

SSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASINACSINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAA

0.6000.5201.8901.0000.9500.8301.6403.0000.2404.1000.5202.9101.8803.5001.7400.8602.5106.7400.600549.3161.4001.0002.1701.2803.2802.5002.5701.0301.0900.6001.4501.2000.7200.5701.8801.6400.1150.6503.4001.0901.2501.9650.6508.8000.9400.3200.8000.5003.6000.580281.3002.3800.8501.8001.2000.6301.3801.1302.0202.6501.6002.6200.6401.0001.8001.6001.2000.5451.5703.0001.5404.6003.2001.2003.0002.0001.1201.6001.09027.7501.5000.8005.4000.8000.6401.5501.0001.2800.2004.8004.0702.1802.2000.2000.2000.9801.1900.9925.5000.1000.1000.1500.10017.9603.0501.3700.5000.05015.6200.0670.2240.1002.5802.0002.4700.0101.2504.0503.2000.0202.8702.4500.0500.4008.5000.1400.2000.2980.100

LIMALIMAJUNINLIMAMADRE DE DIOSLIMALIMAJUNINJUNINJUNINLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMAJUNINJUNINLIMALIMACUSCOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMACUSCOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMAHUANCAVELICAHUANCAVELICAMADRE DE DIOSLIMALIMAHUANCAVELICAHUANCAVELICACUSCOAYACUCHOHUANCAVELICAHUANCAVELICAAYACUCHOHUANCAVELICAHUANCAVELICACUSCOHUANCAVELICACUSCOICAICAAYACUCHOCUSCOCUSCOHUANCAVELICAHUANCAVELICAAYACUCHOAPURIMACCUSCOICACUSCOICAICAICAHUANCAVELICAICAICAHUANCAVELICAPUNOPUNOAYACUCHOAPURIMACAYACUCHOAYACUCHO


Continúa...



126127128129130131132133134135136137138139140141142143144145146147148149150151152153154155156157158159160161162163164165166167168169170171172173174175176177178179180181182183184185186187188189190191192193194195196197198199200201202203204205206207208209210211212213214215216217218219220221222223224225226227228229230231232233234235236237238239240241242243244245246247248249250251252253

C.T. SAUCEC.T. SHATOJAC.T. AGUA BLANCAC.T. SANTA ROSAC.T. N° 2 - CHICLAYO F.VILLARREALC.T. PROFUSAC.T. CAROLINAC.T. NESTLE CHICLAYOC.T. LEYMEBAMBAC.T. PASARRAYAC.T. POMALCAC.T. BUENOS AIRESC.T. PUCACACAC.T. CELENDINC.T. SAPOSOAC.T. ORELLANAC.T. PICOTAC.T. CASPIZAPAC.T. SAN HILARIONC.T. TINGO DE PONAZAC.T. PISCUYACUC.T. MOCUPEC.T. CERRO YANACOCHAC.T. SHAMBOYACUC.T. BELLAVISTAC.T. EL ESLABONC.T. CALERA CHINA LINDAC.T. SACANCHEC.T. PAMPA LARGAC.T. SAN PABLOC.T. MAQUI MAQUIC.T. NUEVA LIMAC.T. INAHUAYAC.T. CAJAMARCAC.T. PAJARILLOC.T. MAQUIAC.T. JUANJUIC.T. CUSCOC.T. PACHIZAC.T. HUICUNGOC.T. SAN MARCOSC.T. SANTA CRUZC.T. CONTAMANAC.T. CONTUMAZAC.T. PACASMAYOC.T. CHANCAYC.T. CAMPANILLAC.T. CORLAS - CASCASC.T. SAYAPULLOC.T. TABALOSOSC.T. CAJABAMBAC.T. PATAZC.T. J.A. SAMANIEGO ALCC.T. CHICAMAC.T. HUAMACHUCOC.T. PARCOYC.T. SAN ANDRESC.T. OTUZCOC.T. TRUPALC.T. R2C.T. CACHICADANC.T. NICOVITA TRUJILLOC.T. TRUJILLOC.T. TRUJILLOC.T. SANTIAGO DE CHUCOC.T. SAN JUANC.T. TOCACHEC.T. PUERTO SALAVERRYC.T. PALLASCAC.T. TAYABAMBAC.T. DIESELC.T. A VAPORC.T. PUCALLPAC.T. ZORRILLOSC.T. CAMPO VERDEC.T. FEDERICO TAQUIRIC.T. REFINERIAC.T. AGUAYTIAC.T. CUÑUMBUQUEC.T. AGUA CALIENTEC.T. POMABAMBAC.T. EQUIPO DE PERFORACIONC.T. PADRE ABADC.T. PISCOBAMBAC.T. FISHC.T. CHIMBOTEC.T. FACOISAC.T. PLANTA NO 1C.T. PLANTA NO 2C.T. GASC.T. COISHCOC.T. COISHCOC.T. CHIMBOTEC.T. CHIMBOTEC.T. LLAMELLINC.T. COPASAC.T. TINGO MARIAC.T. SAMANCOC.T. ENVASADORAC.T. BUENAVISTAC.T. TORTUGASC.T. HUANZALAC.T. AUCAYACUC.T. PUCARRAJOC.T. HUANUCOC.T. LA UNIONC.T. PUERTO ESPERANZAC.T. HUARMEYC.T. HUARMEYC.T. HUARMEYC.T. CAJACAYC.T. PALLCAC.T. HUARMEYC.T. HUARAUCACAC.T. MILPOC.T. UCHUCCHACUAC.T. RAURAC.T. PARAMONGAC.T. SUPEC.T. ALEXANDRAC.T. SUPEC.T. ISCAYCRUZC.T. SUPEC.T. MOLINOSC.T. IÑAPARIC.T. CHANCHAMAYOC.T. CARQUINC.T. HUMAYA

ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.EGENOR S.A.A.PROCESADORA FRUTICOLA S.A.SOC. MINERA CAROLINANESTLE PERU S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.AGROINDUSTRIAL POMALCA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.MINERA YANACOCHA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.MINERA YANACOCHA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.MINERA YANACOCHA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOELECTRO ORIENTE S.A.THE MAPLE GAS CORPORATION DEL PERUELECTRO ORIENTE S.A.CIA. CERVECERA DEL SUR S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCEMENTOS NORTE PACASMAYO ENERGIA S.A.C.AUSTRAL GROUP S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCIA. MINERA SAYAPULLO S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCIA. MINERA PODEROSA S.A.CIA. MINERA PODEROSA S.A.SIPESAHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCIA. MINERA HORIZONTE S.A.MINERA AURIFERA RETAMAS S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOTRUPAL S.A.MINERA AURIFERA RETAMAS S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOALICORP S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.EGENOR S.A.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCERVECERIA SAN JUAN S.A.A.ELECTRO TOCACHE S.A.ENAPUHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOEMP. ELECTRICA UCAYALI S.A.EMP. ELECTRICA UCAYALI S.A.EMP. ELECTRICA UCAYALI S.A.AGUAYTIA ENERGY DEL PERU S.R. LTDA.MUNIC. DISTRITAL CAMPO VERDEEMP. ELECTRICA UCAYALI S.A.THE MAPLE GAS CORPORATION DEL PERU - SUCURSAL PERUANAAGUAYTIA ENERGY S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.THE MAPLE GAS CORPORATION DEL PERUHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOTHE MAPLE GAS CORPORATION DEL PERUCONSEJO MUNICIPAL PADRE ABADHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCORPORACION FISH PROTEIN S.A.COMPAÑIA PESQUERA DEL PACIFICO CENTRO S.A.FABRICA DE CONSERVAS ISLAY S.A.PRODUPESAPRODUPESAAGUAYTIA ENERGY DEL PERU S.R. LTDA.CONSORCIO PESQUERO CAROLINA S.A.AUSTRAL GROUP S.A.SIPESAEGENOR S.A.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCOMPAÑIA PERUANA DEL AZUCAR S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CORPORACION PESQUERA SAN ANTONIO S.A.ENVASADORA CHIMBOTE EXPORT S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCIA. MINERA SANTA LUISAELECTRO CENTRO S.A.MINERA HUALLANCA S.A.C.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CONS. P DE PURUS - PTO. ESPERANZAHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCONSORCIO PESQUERO CAROLINA S.A.PESCA PERU HUARMEY S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOMITSUI MINING AND SMELTING COMPANY L.AUSTRAL GROUP S.A.SOC. MINERA EL BROCAL S.A.CIA. MINERA MILPO S.A.COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURACIA. MINERA RAURAQUIMPAC S.A.CORPORACION PESQUERA SAN ANTONIO S.A.ALEXANDRA S.A.COMPAÑIA PESQUERA DEL PACIFICO CENTRO S.A.EMP. MINERA ISCAYCRUZ S.A.NEG. PESQUERA DEL SUR S.A.REDONDOS S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO CENTRO S.A.PESQUERA EXALMAR S.A.EDELNOR S.A.A. (EX E.D.E. CHANCAY)

MENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kW*AUTORIZACIONMENOR A 500 kW*AUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kW**AUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kW*AUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION*AUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION**AUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kW

SAUCESANTA ROSAAGUA BLANCASANTA ROSACHICLAYOCHICLAYOHUALGAYOCCHICLAYOLEIMEBAMBAALTO SAPOSOACHICLAYOBUENOS AIRESPUCACACACELENDINSAPOSOAVARGAS GUERRAPICOTACASPISAPASAN HILARIONTINGO DE PONASAPISCOYACULAGUNASENCAÑADASHAMBOYACUBELLAVISTAEL ESLABONENCAÑADASACANCHEENCAÑADABELLAVISTAENCAÑADABAJO BIAVOINAHUAYACAJAMARCAPAJARILLOMAQUIAJUANJUIALTO BIAVOPACHIZAHUICUNGOPEDRO GALVEZSANTA CRUZ DE TOLEDCONTAMANACONTUMAZAPACASMAYOCHANCAYCAMPANILLACASCASSAYAPULLOCAMPANILLACAJABAMBAPATAZPATAZMAGDALENA DE CAOHUAMACHUCOCURGOSCURGOSOTUZCOSANTIAGO DE CAOPARCOYCACHICADANTRUJILLOTRUJILLOTRUJILLOSANTIAGO DE CHUCOYARINACOCHATOCACHESALAVERRYPALLASCATAYABAMBAYARINACOCHAYARINACOCHAYARINACOCHACURIMANACAMPOVERDECAMPOVERDECALLARIAPADRE ABADPADRE ABADHONORIAPOMABAMBATOURNAVISTAPADRE ABADPISCOBAMBACHIMBOTECHIMBOTECHIMBOTESANTACOISHCOPADRE ABADCOISHCOCOISHCOCHIMBOTECHIMBOTELLAMELLINNEPEÑARUPA-RUPASAMANCOSAMANCOBUENA VISTA ALTACASMAHUALLANCASANTA MARIA DEL VALLEHUALLANCAHUANUCOQUISQUIPURUSHUARMEYHUARMEYHUARMEYCAJACAYPACLLONHUARMEYTICLACAYANSAN FCO.DE ASINAC DE YARUSYACAOYONOYONPATIVILCASUPESUPESUPEPACHANGARAVEGUETAVEGUETAIÑAPARICHANCHAMAYOCALETA DE CARQUINHUAURA

SAN MARTINEL DORADOEL DORADOEL DORADOCHICLAYOCHICLAYOHUALGAYOCCHICLAYOCHACHAPOYASHUALLAGACHICLAYOPICOTAPICOTACELENDINHUALLAGAUCAYALIPICOTAPICOTAPICOTAPICOTAHUALLAGACHICLAYOCAJAMARCAPICOTABELLAVISTAHUALLAGACAJAMARCAHUALLAGACAJAMARCABELLAVISTACAJAMARCABELLAVISTAUCAYALICAJAMARCAMARISCAL CACERESREQUENAMARISCAL CACERESBELLAVISTAMARISCAL CACERESMARISCAL CACERESSAN MARCOSCONTUMAZAUCAYALICONTUMAZAPACASMAYOSAN MARCOSMARISCAL CACERESGRAN CHIMUGRAN CHIMUMARISCAL CACERESCAJABAMBAPATAZPATAZASCOPESANCHEZ CARRIONSANCHEZ CARRIONSANCHEZ CARRIONOTUZCOASCOPEPATAZSANTIAGO DE CHUCOTRUJILLOTRUJILLOTRUJILLOSANTIAGO DE CHUCOCORONEL PORTILLOTOCACHETRUJILLOPALLASCAPATAZCORONEL PORTILLOCORONEL PORTILLOCORONEL PORTILLOPADRE ABADCORONEL PORTILLOCORONEL PORTILLOCORONEL PORTILLOPADRE ABADPADRE ABADPUERTO INCAPOMABAMBAPUERTO INCAPADRE ABADMARISCAL LUZURIAGASANTASANTASANTASANTASANTAPADRE ABADSANTASANTASANTASANTAANTONIO RAYMONDISANTALEONCIO PRADOSANTASANTACASMACASMABOLOGNESIHUANUCOBOLOGNESIHUANUCOHUANUCOPURUSHUARMEYHUARMEYHUARMEYBOLOGNESIBOLOGNESIHUARMEYPASCOPASCOOYONOYONBARRANCABARRANCABARRANCABARRANCAOYONHUAURAHUAURATAHUAMANUCHANCHAMAYOHUAURAHUAURA

SSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASINACSINACSSAASSAASSAASINACSINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASINACSINACSSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAA

0.4160.1200.0900.04026.6100.5604.5441.5800.2000.10012.3360.1000.1001.3400.8400.2001.5200.0800.2300.0960.0400.6006.9100.0900.5000.1001.3900.0605.4600.1002.9300.0050.1007.2100.1000.2701.3241.4300.0600.1600.3000.8700.9080.52033.5303.5800.1800.2602.2000.2441.3601.0503.0605.3901.5303.7605.6532.39015.0001.9530.1000.8001.12021.9200.4003.1001.8901.2800.1500.52025.36020.0005.0001.0000.1923.0000.325156.5680.3540.3450.2000.2501.3100.2002.0501.6801.6501.0800.5401.0001.6100.6002.26063.8330.1003.6502.8401.0601.2300.1000.3105.2002.1202.1006.5800.5300.1680.4000.7702.6300.0501.2102.8604.2407.0505.3005.35023.0002.1001.7401.8508.4011.4600.7400.3502.4202.1500.340

SAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINLAMBAYEQUELAMBAYEQUECAJAMARCALAMBAYEQUEAMAZONASSAN MARTINLAMBAYEQUESAN MARTINSAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINLORETOSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINLAMBAYEQUECAJAMARCASAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINLORETOCAJAMARCASAN MARTINLORETOSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINCAJAMARCACAJAMARCALORETOCAJAMARCALA LIBERTADCAJAMARCASAN MARTINLA LIBERTADLA LIBERTADSAN MARTINCAJAMARCALA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADUCAYALISAN MARTINLA LIBERTADANCASHLA LIBERTADUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIHUANUCOANCASHHUANUCOUCAYALIANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHUCAYALIANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHHUANUCOANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHHUANUCOANCASHHUANUCOHUANUCOUCAYALIANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHPASCOPASCOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMAMADRE DE DIOSJUNINLIMALIMA


Continúa...


2.1 Inversiones realizadas en el período 1990 - 1ersemestre 2003

El proceso de reestructuración del sector eléctrico representóun incentivo a las inversiones tanto públicas como privadaspara cada una de sus actividades, las cuales se caracterizaronpor tener una creciente part ic ipación pr ivada:

• Generación: En el período 1990-1993 las inversionesprovinieron del sector público. En 1994-1995 se inician lasinversiones del sector privado las cuales presentaron unaparticipación promedio de 30% en relación con el total deinversiones. En 1996-2000 predominaron las inversionesprovenientes del sector privado, con una participaciónpromedio de 66% del total de inversiones, y para el período2001-1er semestre 2003, la participación de las inversionesdel sector privado fue del 30%. Ver Gráfico 3.

(1) Cuando se separaron las actividades de transmisión de las actividades de generación y distribución se creó la empresa ETECEN en 1997 con la ConcesiónDefinitiva de Transmisión de Electricidad del Sistema Mantaro-Socabaya. En 1998 ETECEN cedió su posición contractual a favor de Consorcio Transmantaro. Enjunio de 2002, los activos de operación de ETECEN fueron adjudicados en concesión a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA), empresa colombiana dedicada alnegocio de energía.

Fuente: OSINERG (http://www.osinerg.org.pe/osinerg/privatizacion/post_privatiza.jsp)

18-Ago-94

18-Ago-94

30-May-95

30-Nov-95

15-Dic-95

22-Ene-96

09-Ago-96

27-Jun-95

20-Nov-96

25-Mar-97

15-Ene-98

22-Dic-98

29-Ene-99

26-Abr-01

23 jun 92 al 1 dic 92

21-Ago-92

24-Feb-93

05-Nov-93

11-Jun-96

15-Ago-96

11-Jun-96

29-Oct-96

19-Dic-97

19-Dic-97

19-Dic-97

16-Feb-00

EDELNOR

LUZ DEL SUR

CAHUA

EDEGEL

EDECHANCAY

ETEVENSA

EGENOR

EDECAÑETE

EEPSA

ELECTRO SUR MEDIO

TRANSMANTARO (1)

ELECTRO NORTE

ELECTRONOROESTE

ELECTRO CENTRO

HIDRANDINA

REDESUR

BOOT LL.TT. Oroya-

Carhuamayo-Paragsha-

Derivación Antamina y

Aguaytia-Pucallpa

Grifos Petroperú (78)

Solgas

Petromar

Petrolera Transoceánica

Refinería La Pampilla

Petrolube (Plt.Lubricantes)

Lote 8 y Lote 8X

Lote X

Petroperú -Terminales Norte

Petroperú -Terminales Centro

Petroperú -Terminales Sur

Gas de Camisea

Inversiones Distrilima

Ontario Quinta

Sipesa

Generandes


Consorcio Generalima

Inversiones Dominion

Luz del Sur

Cons. Eléct.Cabo Blanco

Cons. Hica Inversiones

Hydro Quebec - GyM

Grupo Gloria (JORBSA)

Red Eléctrica de España

Interconex. Eléctrica ISA

Varios

Venta acciones en BVL

Petrotech International

Glenpoint Erterprises Inc.

Refinadores del Perú

Mobil Oil del Perú

Pluspetrol Perú Corp

Perez Companc del Perú

Consorcio Terminales

Vopak - Serlipsa


Pluspetrol-Hunt-SK

60.00

60.00

60.00

60.00

60.00

60.00

60.00

100.00

60.00

98.20

85.00

30.00

30.00

30.00

30.00

85.00

82.06

100.00

84.10

Concesión

100.00

60.00

98.40

Concesión

Concesión

Concesión

Concesión

Concesión

Concesión

176.49

212.10

41.81

524.40

10.36

228.20

8.62

19.66

25.64

Concesión

22.12

22.89

32.69

67.88

Concesión

Concesión

38.8

7.55

200.00

25.25

180.50

18.56

142.20

202.00

32.99

32.99

32.99

(*) 37.24%

Sin Compromiso de Inversión



100MW


280MW

100MW


80MW

OBRAS

LT





LT

LT









Explot.

150.00

120.00

42.00

120.10

42.00

40.00

25.64

179.00

74.48

65.41

5.00

65.00

50.00

25.00

25.00

5.55

6.33

6.91

1,600.00

36.45

0.00

0.00

0.00

c/Edelnor

38.22

0.00

0.00

39.95

36.87

15.00

69.99

70.00

70.00

64.69

15.00

17.94

4 grifos por vender

0.00

40.00

0.00

Observaciones

Compromiso concluido








30 años

28 años

30 años

15 años

15 años

15 años

(*) Regalías

Fecha de Cierre Empresa AdjudicatorioParticipa-

ción %

Monto de la

Subasta US$ MMCompromiso

Inversión proyectada

US$ MM

Participación actual

del Estado %



• Transmisión: Para el período 1990-1997 toda la inversiónprovino del sector público. En 1997 se inician las inversionesdel sector privado las cuales presentaron una participacióncreciente que, hasta 2001, fue en promedio de 80% conrespecto al total de inversiones. En el año 2002 y 1er semestrede 2003 las inversiones fueron realizadas exclusivamentepor el sector privado ya que toda la transmisión fue transferida.Ver Gráfico 4.

• Distribución: En el período 1990-1993 las inversionesfueron realizadas por el sector público. En 1994-1995 seinicia la privatización de distribuidoras lo que representó unaparticipación promedio de 38% en el total de inversiones. Enel período 1996-2001, las inversiones del sector privadorepresentaron el 70% del total, alcanzando su mayorparticipación en 2000-2001, la cual se ubico en 88%. En2002 y 1er semestre de 2003, sigue predominando la inversiónprivada, con una participación de 62%. (Gráfico 5)


450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

Total inversión privada en generación Total inversión pública en generación Total inversión en generación

Fuente: Ministerio de Energía y Minas- Dirección General de Electricidad


180.000

160.000

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

01990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Total inversión privada en TransmisiónTotal inversión pública enTransmisiónTotal inversión en Transmisión




225.000

175.000

125.000

75.000

25.000

-25.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Total inversión privada en DistribuciónTotal inversión pública en DistribuciónTotal inversión en Distribución


Listado de Centrales Térmicas

123456789

101112131415161718192021222324252627282930313233343536373839404142434445464748495051525354555657585960616263646566676869707172737475767778798081828384858687888990919293949596979899

100101102103104105106107108109110111112113114115116117118119120121122123124125

C.T. CABO PANTOJAC.T. EL ALAMOC.T. ANDOASC.T. SANTA CLOTILDEC.T. BAT. 8 CHAMBIRAC.T. PEBASC.T. BAT.5 - ESTACIONC.T. LOTE 1-ABC.T. 149 - PAVAYACUC.T. 130 - PAVAYACUC.T. INY IC.T. REFINERIA IQUITOSC.T. TUMBESC.T. INY IIC.T. NUEVA TUMBESC.T. IQUITOS VAPORC.T. IQUITOS DIESELC.T. BAT. 3 YANAYACUC.T. PLATAFORMA HELITRANSPORT.C.T. IQT. DIESEL - DIESELC.T. INDIANAC.T. CORRIENTESC.T. TAMSHIYACUC.T. CANCASC.T. MANCORAC.T. LOS ORGANOSC.T. OCCIDENTAL PERUANAC.T. EL PORVENIRC.T. EL ALTOC.T. PETROPOLISC.T. LA TINAC.T. TALARAC.T. PARCELA 25C.T. NAUTAC.T. SUYOC.T. CHIRINOSC.T. MALACAS -C.T. SICCHESC.T. JILILIC.T. VERDUNC.T. ESTACION MORONAC.T. MONTEROC.T. AYABACAC.T. PAIMASC.T. NEGRITOSC.T. SAPUENAC.T. BAGAZANC.T. ESTACION 5C.T. ESTACION 1C.T. SULLANAC.T. JENARO HERRERAC.T. ESTACION 6C.T. PAITAC.T. SANTO DOMINGOC.T. SAN IGNACIOC.T. HUAPALASC.T. PAITAC.T. COLONIA ANGAMOSC.T. PAITAC.T. SANTA MONICAC.T. PIURAC.T. MALACASIC.T. MORROPONC.T. PIURAC.T. LAGUNASC.T. HUANCABAMBAC.T. REQUENAC.T. BIGOTEC.T. CANCHAQUEC.T. FLOR DE PUNGAC.T. CALIXTO ROMEROC.T. BAYOVARC.T. SECHURAC.T. ESTACION 9C.T. OCCIDENTAL CORPORATIONC.T. BAGUA CHICAC.T. ESTACION 7C.T. BELLAVISTAC.T. JAENC.T. NARANJOSC.T. PARACHIQUEC.T. TAMANCO VIEJOC.T. UTCUBAMBAC.T. POMACOCHASC.T. SAN ROQUE DE MAQUIAC.T. YURIMAGUASC.T. NUEVA CAJAMARCAC.T. OLMOSC.T. PUCARAC.T. MOYOBAMBAC.T. CEMENTOS RIOJAC.T. LAMUDC.T. TINGO DE SAPOSOAC.T. LA HUARPIAC.T. PLANTA NORTEC.T. MOTUPEC.T. MOTUPEC.T. PONGO DE CAYNARACHIC.T. SAN JUAN DE PACAYZAPAC.T. PACAYZAPAC.T. CHACHAPOYASC.T. ROQUEC.T. SALASC.T. TIERRA BLANCAC.T. ESTACION 8C.T. CUTERVOC.T. CUÑUNBUQUEC.T. TACABAMBAC.T. SAN ANTONIO DE CUMBAZAC.T. CUMBAZAC.T. ALTO TAPICHEC.T. PLANTA 1C.T. ILLIMOC.T. TARAPOTOC.T. SAN MARTIN DE ALAOC.T. ZAPATEROC.T. MORROPEC.T. CHAZUTAC.T. PAMPA HERMOZAC.T. CHOTAC.T. SHAPAJAC.T. CABALLOCOCHAC.T. SAN JOSE DE SISAC.T. UTCURARCAC.T. BAMBAMARCA

ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO ORIENTE S.A.PLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAELECTRO ORIENTE S.A.PLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAPLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAPLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAPLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANACORPORACION REFRIGERADOS INY S.A.PETROLEOS DEL PERU S.A. (IQUITOS)ELECTROPERU S.A.CORPORACION REFRIGERADOS INY S.A.ELECTROPERU S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAPLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.PETROLEOS DEL PERU S.A.PEREZ COMPANC DEL PERU S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PEREZ COMPANC DEL PERU S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.PETROLEOS DEL PERU S.A.PETRO-TECH PERUANA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.EMPRESA ELECTRICA DE PIURA S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.EMPRESA ELECTRICA DE PIURA S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.PETRO-TECH PERUANA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOPETROPERU OLEODUCTOEGENOR S.A.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOEGENOR S.A.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.SIPESAELECTRO ORIENTE S.A.AUSTRAL GROUP S.A.INDUSTRIAL PESQUERA SANTA MONICA S.A.ALICORP S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.EGENOR S.A.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ALICORP S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO NOR OESTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOOCCIDENTAL PERUANA INC.SUCURSAL DEL PERUELECTRO NORTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.EMP. MUN. SERV. ELECT. UTCUBAMBAELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.CEMENTOS SELVA S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.AGRO INDUSTRIAS BACKUS S.A.ELECTRO NORTE S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.MUNIC. DE ALTO TAPICHECORPORACION CERAMICA S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.MUNIC. DIST. DE CHAZUTAELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.

MENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACION*AUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACION*MENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACION

TORRES CAUSANAPUTUMAYOPASTAZANAPOTROMPETEROSPEBASTROMPETEROSALTO NANAYTROMPETEROSTROMPETEROSZARUMILLAPUNCHANATUMBESCORRALESZORRITOSIQUITOSIQUITOSTROMPETEROSTROMPETEROSIQUITOSINDIANATROMPETEROSFERNANDO LORESCASITASMANCORALOS ORGANOSLOS ORGANOSFERNANDO LORESEL ALTOYAVARISUYOPARIÑASPARIÑASNAUTASUYOSUYOPARIÑASSICCHEZJILILILA BREAMANSERICHEMONTEROAYABACAPAIMASLA BREASAQUENASAQUENAMANSERICHEURARINASSULLANAJENARO HERRERAIMAZAPAITASANTO DOMINGOSAN IGNACIOCHULUCANASPAITAYAQUERANAPAITAPAITAPIURAMORROPONMORROPONPIURALAGUNASHUANCABAMBAREQUENASAN JUAN DE BIGOTECANCHAQUECAPELOCATACAOSSECHURASECHURAHUARMACABALSAPUERTOLA PECAEL MILAGROBELLAVISTAJAENPARDO MIGUELSECHURAEMILIO SAN MARTINBAGUA GRANDEFLORIDAMAQUIAYURIMAGUASNUEVA CAJAMARCAOLMOSPUCARAMOYOBAMBAELIAS SOPLIN VARGASSAN CRISTOBALRIOJAJEPELACIOMOTUPEMOTUPEMOTUPECAYNARACHIALONSO DE ALVARADOALONSO DE ALVARADOCHACHAPOYASALONSO DE ALVARADOSALASSARAYACUCUTERVOCUTERVOTABALOSOSTACABAMBASAN ANTONIOSAN ANTONIOALTO TAPICHESAN MARTINILLIMOLA BANDA DE SHILCAYOSAN MARTINZAPATEROMORROPECHAZUTAZAPATEROCHOTASHAPAJAMARISCAL CASTILLASAN JOSE DE SISAALBERTO LEVEAUBAMBAMARCA

MAYNASMAYNASALTO AMAZONASMAYNASLORETOMARISCAL RAMON CASTILLALORETOMAYNASLORETOLORETOZARUMILLAMAYNASTUMBESTUMBESCONTRALMIRANTE VILLARMAYNASMAYNASLORETOLORETOMAYNASMAYNASLORETOMAYNASCONTRALMIRANTE VILLARTALARATALARATALARAMAYNASTALARAMARISCAL RAMON CASTILLAAYABACATALARATALARALORETOAYABACAAYABACATALARAAYABACAAYABACATALARAALTO AMAZONASAYABACAAYABACAAYABACATALARAREQUENAREQUENAALTO AMAZONASLORETOSULLANAREQUENABAGUAPAITAMORROPONSAN IGNACIOMORROPONPAITAMAYNASPAITAPAITAPIURAMORROPONMORROPONPIURAALTO AMAZONASHUANCABAMBAREQUENAMORROPONHUANCABAMBAREQUENAPIURASECHURASECHURAHUANCABAMBAALTO AMAZONASBAGUAUTCUBAMBAJAENJAENRIOJASECHURAREQUENAUTCUBAMBABONGARAREQUENAALTO AMAZONASRIOJALAMBAYEQUEJAENMOYOBAMBARIOJALUYARIOJAMOYOBAMBALAMBAYEQUELAMBAYEQUELAMBAYEQUELAMASLAMASLAMASCHACHAPOYASLAMASLAMBAYEQUEUCAYALICUTERVOCUTERVOLAMASCHOTASAN MARTINSAN MARTINREQUENAEL DORADOLAMBAYEQUESAN MARTINEL DORADOLAMASLAMBAYEQUESAN MARTINLAMASCHOTASAN MARTINCHACHAPOYASEL DORADOSAN MARTINHUALGAYOC

SSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAA

0.0350.0351.8200.1001.2000.3001.34580.0002.0766.8500.5452.55016.3240.54518.68010.00026.0002.5000.6553.6000.39013.9700.4100.2001.0000.6507.6500.0356.8000.0350.0351.2701.0301.4470.1500.035155.3000.0350.0353.7500.6100.0950.4380.1002.1100.0350.1002.2002.20012.5000.2351.45011.1120.3201.0602.0002.1200.1504.3700.9601.8100.3201.48951.5260.4101.0701.4860.2000.3500.1501.8101.5501.9721.55095.0000.9801.5500.4502.5400.3000.1500.1000.8500.1000.1005.6440.2101.0000.2004.2942.0000.2200.1000.0501.0001.2702.1000.0800.0900.0331.4000.0600.2200.1001.5500.5000.0500.2300.1500.0500.2550.5100.50023.5380.0200.1000.7000.2300.1201.8300.0960.5500.2200.1002.000

LORETOLORETOLORETOLORETOLORETOLORETOLORETOLORETOLORETOLORETOTUMBESLORETOTUMBESTUMBESTUMBESLORETOLORETOLORETOLORETOLORETOLORETOLORETOLORETOTUMBESPIURAPIURAPIURALORETOPIURALORETOPIURAPIURAPIURALORETOPIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURALORETOPIURAPIURAPIURAPIURALORETOLORETOLORETOLORETOPIURALORETOAMAZONASPIURAPIURACAJAMARCAPIURAPIURALORETOPIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURALORETOPIURALORETOPIURAPIURALORETOPIURAPIURAPIURAPIURALORETOAMAZONASAMAZONASCAJAMARCACAJAMARCASAN MARTINPIURALORETOAMAZONASAMAZONASLORETOLORETOSAN MARTINLAMBAYEQUECAJAMARCASAN MARTINSAN MARTINAMAZONASSAN MARTINSAN MARTINLAMBAYEQUELAMBAYEQUELAMBAYEQUESAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINAMAZONASSAN MARTINLAMBAYEQUELORETOCAJAMARCACAJAMARCASAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINSAN MARTINLORETOSAN MARTINLAMBAYEQUESAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINLAMBAYEQUESAN MARTINSAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINAMAZONASSAN MARTINSAN MARTINCAJAMARCA




Map

a de

Cen

trale

s Té

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de P

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ctos

de

Gen

erac

ión

Hidr

áulic

a

La Actividad que ha recibido el mayor volumen de inversionesdurante el período 1990-1er semestre de 2003, ha sido laGeneración, siguiéndole la actividad de distribución (Gráfico6 y Cuadro 2). En todas las actividades, sin embargo, senota una elevada desaceleración debido al incremento en laincertidumbre del sector. La fallida privatización de Egasa yEgesur a mediados de 2002, debido a severas protestas enla ciudad de Arequipa, generó un sentimiento en contra dela inversión extranjera, incrementando la probabilidad de

actos contra la propiedad, mayores dificultades para recuperarla inversión e incremento en los costos de capital por elincremento del riesgo-país. Se espera, sin embargo, quenuevas reformas y un ambiente más propicio debido a lamejora del sector macro de la economía reduzcan nuevamentelos niveles de incertidumbre para que se pueda retomar lasinversiones y el crecimiento.


800.000

700.000

600.000

500.000

400.000

300.000

200.000

100.000

0

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

1er s

emest

re de

2003

Generación Transmisión Distribución TotalFuente: Ministerio de Energía y Minas- Dirección General de Electricidad


Inversión Privada

Generación

Transmisión

Distribución

Total Privada

Inversión Pública

Generación

Transmisión

Distribución

Total Pública

Inversión Total

Generación

Transmisión

Distribución

Total

0

0

0

0

42,708

86,948

6,943

136,599

42,708

86,948

6,943

136,599

0

0

0

0

27,515

63,737

23,607

114,859

27,515

63,737

23,607

114,859

0

0

0

0

71,171

18,344

74,238

163,753

71,171

18,344

74,238

163,753

0

0

0

0

68,373

13,229

85,550

167,152

68,373

13,229

85,550

167,152

31,479

0

28,875

60,354

34,528

336

44,525

79,389

66,007

336

73,400

139,743

7,649

0

58,517

66,166

38,418

11,413

104,882

154,713

46,067

11,413

163,399

220,879

97,751

0

98,170

195,921

65,267

16,601

95,108

176,976

163,018

16,601

193,278

372,897

240,207

0

99,529

339,736

103,237

32,721

71,932

207,890

343,444

32,721

171,461

547,626

250,825

13,488

94,408

358,721

114,540

46,155

42,097

202,792

365,365

59,643

136,505

561,513

280,901

139,489

87,425

507,815

136,332

31,318

34,074

201,724

417,233

170,807

121,499

709,539

214,442

102,249

123,118

439,809

123,216

26,690

16,088

165,994

337,658

128,939

139,206

605,803

33,495

58,627

118,715

210,837

76,277

3,116

15,666

95,059

109,772

61,743

134,381

305,896

30,042

37,280

65,021

132,343

77,798

377

31,681

109,856

107,840

37,657

96,702

242,199

9,896

904

6,896

17,696

20,349

0

5,249

25,598

30,245

904

12,145

43,294

ACTIVIDAD 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 1er Semestre2003



El dinamismo de las inversiones, en parte debido a losincentivos y esfuerzos del Estado, en parte debido a la bajapenetración inicial, y en parte debido a los requerimientos deexpansión de cobertura junto con unas tarifas que remuneranadecuadamente la inversión se tradujo en un crecienteCoeficiente de Electrificación por habitante5, el cual paso de52,9 en diciembre de 1990 a 75,3 en diciembre de 2002.(Gráfico 7).

2.2 Empresas que conforman el Sector Eléctrico- Régimen de Propiedad

La transferencia de la propiedad de los activos e inversionesrealizadas durante la última década ha modificado de formamuy importante la estructura de propiedad del sector, pasandola propiedad privada de ser minoritaria a ser la formadominante. El otro rasgo característico es que su origen esinternacional, mayormente de España y Estados Unidos. Sia esto le sumamos que el gas natural, el cual va a tener unagran preponderancia en la expansión de la generación tambiénva a estar en manos privadas, se podría esperar el desarrollode adecuados niveles de competencia en el futuro siempreque se permita el desarrol lo de los mercados.


Para diciembre de 2002 existen 17 empresas con unacapacidad instalada total para el año 2002 de 5.918 MW,(Ver Gráfico 8 y Gráfico 9) siendo seis empresas propiedaddel estado y 11 de propiedad privada.

5. El Coeficiente de Electrificación se calcula sobre el número de viviendas con y sin servicio eléctrico, ajustándolo el número de habitantes por vivienda.

Gráfico 7. Coeficiente de Electrificaciónpor Habitante a Nivel Nacional

80

75

70

65

60

55

501990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

69,5

72,173,5

74,975,3

67,266,1

61,1

56,8

54,954,652,9

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - Oficina Técnica

64,9

Gráfico 8. Potencia Instalada en MW presentada porEmpresa para el año 2002


Para Uso propio

Otros Termo

EEPSA

EGASATERMOSELVA

EGENOR

EDEGEL

ETEVENSA

ENERSUR

Otros Hidros

SAN GABÁN

EGASA

ELECTROANDES

EGENOR

EDEGEL

ELP

200 400 600 800 1000 12000

848457

152162173188

281340

393349

110178184

342794

1008

Nota: Las barras azules oscuras son empresas termoeléctricas, y las barras rojo claras sonempresas hidroeléctricas.Fuente: Estadística Eléctrica 2001-2002. Ministerio de Energía y Minas

Para Uso propio

Otros Termo

EEPSA

EGASATERMOSELVA

EGENOR

EDEGEL

ETEVENSA

ENERSUR

Otros Hidros

SAN GABÁN

EGASA

ELECTROANDES

EGENOR

EDEGEL

ELP

0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18%

14,33%

7,72%2,65%

2,74%2,92%3,18%

4,75%5,75%

6,64%5,90%

1,86%3,01%3,11%

5,78%12,64%

17,00%


Mapa de Centrales Hidroeléctricas

12. Anexos

12.1. ANEXO 1: Archivos contentivos de los listado de las centrales térmicas e hidráulicas existentes en

Perú en el año 2001, los mapas de ubicación de las mismas y los proyectos de centrales hidráulicas.


El Ministerio de Energía y Minas, a través de la DirecciónGeneral de Electricidad, para asegurar un nivel satisfactorio dela prestación de los servicios eléctricos a que se refieren la Leyde Concesiones Eléctricas y su Reglamento, para garantizar alos usuarios un suministro eléctrico continuo, adecuado, confiabley oportuno, fijó estándares mínimos de calidad a través de lapublicación de las Normas Técnicas de los Servicios Eléctricos71.Estas Normas se aplican a los suministros de serviciosrelacionados con la generación, transmisión y distribución dela electricidad sujetos a regulación de precios y a suministrossujetos al régimen de libertad de precios, en todo aquello quelas partes no hayan acordado o no hayan pactado en contrario.

Es importante señalar que la Norma Técnica de Calidad de losServicios Eléctricos, no se aplica a los Sistemas AisladosMenores que son aquellos cuya potencia instalada, engeneración, no supere los 5 MW; a todas las localidadescorrespondientes a los sistemas eléctricos calificados porOSINERG como Sector de Distribución Típico 3 y 4; y a laslocalidades correspondientes a los sistemas eléctricos calificadospor OSINERG como Sector de Distribución Típico 2 cuya máximademanda no exceda los 500 kW.

El control de la calidad de los servicios eléctricos se realizaconsiderando los siguientes aspectos:

• Calidad de Producto: Tensión, Frecuencia y Perturbaciones(Flícker y Tensiones Armónicas).

• Calidad de Suministro: Interrupciones.

• Calidad de Servicio Comercial: Trato al Cliente, Medios deAtención, Precisión de Medida.

• Calidad de Alumbrado Público: Deficiencias del Alumbrado.

• En la Normas en referencia se establecen los aspectos,parámetros e indicadores sobre los que se evalúa la Calidaddel Servicio de la Electricidad. Se especifica la cantidad mínima

de puntos y condiciones de medición. Se fijan las toleranciasy las respectivas compensaciones y/o multas por incumplimiento.Asimismo, se establecen las obligaciones de las entidadesinvolucradas directa o indirectamente en la prestación y uso deeste servicio en lo que se refiere al control de la calidad. Laimplementación de estas normas fue de manera progresiva, apartir de la fecha de entrada en vigencia de las mismas, yconsiderando compensaciones y/o multas por incumplimientoque se incrementaron gradualmente. En la actualidad las normasde calidad del servicio se están aplicando a un 82% de lapoblación de Perú ubicada en las ciudades principales delmismo.

71. 1997-10-09.- D. S. Nº 020-97-EM.- Aprueban la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (1997-10-11). Incluye modificaciones según DecretoSupremo N° 009-99-EM (1999-04-11), Decreto Supremo N° 013-2000-EM (2000-07-27) y Decreto Supremo N° 040-2001-EM (2001-07-17) .http://www.sindes.org/files/IV.htm . OSINERG Seguimiento Normas de Calidad. Página WEB: http://www.osinerg.org.pe/osinerg/elect/electra_normas.htm

11. Calidad del Servicio Propiedad del Estado:

Electroperú S.A.Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A.Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A.Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A.INADE - Proyecto Especial Chavimochic

Empresas de Propiedad Privada

A continuación se presentan los grupos económicos querepresentan a cada empresa privada, para las cuales estuvodisponible la información.

• EDEGEL S.A.: Empresa hidroeléctrica con una potenciainstalada de 748 MW, que representa el 26% del totalhidroeléctrico instalado para el año 2002. Sus socios son,en primer lugar, Endesa de Chile, quien es la empresa degeneración eléctrica más importante de Chile y es controladapor Endesa España, quien además posee interesesmayoritarios en Edelnor S.A., Empresa de GeneraciónTermoeléctrica Ventanilla S.A. y Empresa Eléctrica de PiuraS.A. El segundo socio es CDC Capital Partners (antesCommonwealth Development Corporation) quien tiene másde 50 años de experiencia invirtiendo en mercados emergentesalrededor del mundo. Edegel participa indirectamente conEndesa (Chile) en la propiedad de la empresa eléctricaBrasileña Centrais Eletricas Cachoeira Dourada S.A.("Cachoeira"), la primera empresa generadora privatizadaen el Brasil. En octubre de 1995 el 60% de las acciones deEDEGEL fueron adquiridas por Generandes Co (grupoENDESA), al contado y con compromiso de inversión, el quese cumplió.

• Duke Energy International - Egenor S.A.: Empresahidroeléctrica con una potencia instalada de 342 MW, querepresenta el 12% del total hidroeléctrico instalado para elaño 2002. En junio de 1996 se vendió el 60% de las accionesde EGENOR a Inversiones Dominion S.A. (USA), al contadoy con compromiso de inversión, el que se ha cumplido.EGENOR, además de diversas centrales térmicas seconstituyó a base de las CC.HH. Cañón del Pato (Ancash)y Carhuaquero (Cajamarca). El grupo DUKE ENERGY (USA)adquirió otro 30% de las acciones de EGENOR de propiedad

del Estado y la participación de Inversiones Dominion S.A.comenzando sus operaciones en el Perú en 1999. DukeEnergy Internacional Egenor S.A. es una de las unidades denegocio de Duke Energy Internacional, empresa ubicada enla ciudad de Houston, Texas, que opera en América Latina,el Asia Pacífico y Europa. Duke Energy es una de las mayoresempresas de generación, comercialización, distribución ytransmisión de gas y electricidad del mundo, está presenteen más de 50 países. La composición accionaria de Egenores: Duke Energy International Perú 60%, Holdings S.R.L.30%, Accionistas Minoritarios 0,25% y DEI EGENOR S.A.9,75%.

• Empresa de Electricidad de los Andes S.A. - ElectroandesS.A.: Empresa hidroeléctrica con una potencia instalada de184 MW, que representa el 6% del total hidroeléctrico instaladopara el año 2002. Es una empresa privada cuyos accionistasson: Transamerica Energy Company con 79,9%, PSEGAmericas Ltd con 19,99% y Accionariado Difundido con0,02%.

Public Service Enterprise Group Incorporated (PSEG) es unaempresa domiciliada en los Estados Unidos dedicada a laproducción, transmisión y distribución de electricidad y gas.El grupo PSEG desarrolla actividades en América, Europay Asia. El negocio Internacional lo concentra la subsidiariaPSEG Energy Holdings LLC de quien a su vez dependePSEG Global LLC., empresa que comenzó sus operacionesen 1984 y se internacionalizó a partir de 1993. A través desu subsidiaria PSEG Global LLC, mantiene inversiones degeneración de energía y líneas de distribución fuera deEstados Unidos de Norteamérica. En Perú poseeadicionalmente una participación en la empresa distribuidoraLuz del Sur S.A. Al 31 de diciembre de 2002 el grupo PSEGtenía activos por US $ 25.742 millones e ingresos por US $8.390 millones, PSEG Energy Holding LLC a su vez teníaactivos por US $ 6,838 millones y patrimonio por US $ 2.124millones.

Transamerica Energy Company, una empresa constituida yexistente bajo las leyes de Islas Caimán y PSEG AmericasLtd., una empresa constituida y existente bajo las leyes delas Islas Bermudas, son titulares de aproximadamente el99,98% del capital social de Electroandes S.A.


• Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A.- ETEVENSA: Conformada con la central termoeléctrica deVentanilla (Lima), privatizada en diciembre de 1995, mediantela venta del 60% de sus acciones a Generalima S.A. (grupoENDESA de España), al contado y con compromiso deinversión, el que se cumplió. El Estado mantiene unaparticipación de 38%. Tiene una potencia instalada de 340MW, que representa el 16% del total térmico instalado parael año 2002.

• Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A.: Constituidacon la C.H. Cahua (Lima), se privatizó en abril de 1995, conla venta del 60% de sus acciones a favor de SIPESA (empresaperuana), a ser pagado en plazos de 8 años y sin compromisode inversión. SIPESA constituyó Electro Cahua S.A.,inversionista que transfirió su participación al consorcio suecoNordic Skansa, quien a su vez adquirió otros 30% de lasacciones de EGE Cahua de propiedad del Estado y asumióla obligación que Electro Cahua S.A., la que fue canceladaen septiembre de 2000.

• Empresa Eléctrica de Piura S.A.- EEPSA: Es una empresacreada para operar las plantas eléctricas y de gas naturaldel Noroeste del Perú, anteriormente a cargo de Petróleos

del Perú S.A. Como resultado de la privatización de la petroleray en concordancia por lo dispuesto por la Comisión dePromoción de la Inversión Privada, el Consorcio EléctricaCabo Blanco (formado mayoritariamente por ENDESAEspaña), se adjudicó la buena pro con el 60% de sus acciones.El 39,9% restante es propiedad del Estado. EEPSA tiene dosCentrales Térmicas, Malacas y Verdún. Durante el año 2000solamente funcionó la C.T. Malacas.

• Shougang Generación Eléctrica S.A.: Shogesa espropiedad de la corporación minera china Shougang, la cualentra al Perú en 1993 a través de la adquisición de la empresaestatal minera Hierro Perú, ubicada en el distrito de Marcona,a 470 kms. al sur de Lima.


Existen cinco empresas que desarrollan la actividad detransmisión, que atienden las zonas Norte y Sur del país, asícomo las líneas asociadas a la interconexión eléctrica, siendolas principales líneas y las empresas que las atienden laspresentadas en la Tabla 1. En el año 2002 todas las empresasde transmisión en Perú son propiedad privada.

Zona

S.E. Malácas (Talara) - S.E. Piura OesteS.E. Chiclayo Oeste - S.E. Guadalupe 1S.E. Guadalupe 1 - S.E. Trujillo NorteS.E. Chimbote 1 - S.E. Paramonga NuevaS.E. Paramonga Nueva - S.E. VizcarraS.E. Paramonga Nueva - S.E. HuachoS.E. Chavarría - S.E. Santa RosaS.E. Paragsha II - S.E. HuánucoS.E. Huánuco - S.E. Tingo MaríaS.E. Campo Armiño (Mantaro) - S.E. CotaruseS.E. Cotaruse - S.E. SocabayaS.E. Cerro Verde - S.E. ReparticiónS.E. Repartición - S.E. MollendoS.E. Quencoro - S.E. DolorespataS.E. Tintaya - S.E. AyaviriS.E. Ayaviri - S.E. AzángaroS.E. Socabaya - S.E. Moquegua (Montalvo)S.E. Moquegua (Montalvo) - S.E. TacnaS.E. Moquegua (Montalvo) - S.E. Puno

Línea

ELECTROPERUREPREPREPETESELVAREPREPREPREPTRANSMANTAROTRANSMANTAROREPREPEGEMSAREPREPREDESURREDESURREDESUR

Titular

220220220220220220220138138220220138138138138138220220220

TensiónNominal (KV)

1111112112211111211

Número deternas

10484

103220145

569

8688

2923113055

88342

107124197

2144

Longitud (KM)

TOTAL

Norte

Interconexión

Sur

Fuente: Estadística Eléctrica 2001-2002. Ministerio de Energía y Minas


Las tarifas de electricidad reconocen los costos eficientesde generación, transmisión y distribución de la energíaeléctrica, las mismas que son reguladas por OSINERG deconformidad con los criterios y procedimientos que señala laLey de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Las tarifasen barra (tarifas de generación) son reguladas semestralmenteen los meses de mayo y noviembre de cada año. Los peajesde transmisión son regulados anualmente en el mes de mayo.La tarifa de distribución se regula cada cuatro años en elmes de noviembre.

Según los criterios y procedimientos de la Ley, las tarifasdeben conservar su valor real. Con tal finalidad, lasResoluciones de OSINERG que fijan las tarifas, incluyen los

procedimientos de actualización de las mismas para losperiodos comprendidos entre regulaciones. Mensualmentese calculan y evalúan los factores de actualización de lastarifas de generación, transmisión y distribución que resultande la aplicar fórmulas que consideran indicadoresmacroeconómicos y precios de los combustibles. En el Cuadro13 se presentan la variables utilizadas para actualizar lastarifas según la actividad.

El reajuste de las tarifas de generación y transmisión seaplica cuando alguno de los factores sufre una variaciónmayor al 5% respecto al vigente. Asimismo, el reajuste delas tarifas de distribución se aplica cuando alguno de losfactores de actualización del valor agregado de distribución(VAD) tenga una variación mayor al 3% respecto al vigenteo cuando las tarifas en barra sufran alguna variación.

70. Informe de la Situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000, Comisión de Tarifas de Energía. Página 34-35. Página WEB:http://www.osinerg.org.pe/osinerg/cte/publicacion/situtarifaria/InformeSitTar932000.pdf, consultada en Julio de 2003

10. Actualización de las Tarifas - Ajustes70


Fuente: OSINERG

i) Índice de Precios al Por Mayor (IPM)

ii) Tipo de Cambio (TC)

iii) Tasa Arancelaria (TA)

iv) Precios de insumos (o referenciales) utilizados en

la generación de energía:

a - Diesel 2 (D2)

b - Residual 6 (R6)

c - Residual Fuel Oil (PRFO)

d - Carbón Bituminoso (PCB)







iv) Índice del Precio del Aluminio (IPAL)

Generación Transmisión Distribución


Los nuevos proyectos de expansión de la transmisión hansido determinados a partir de los requerimientos de la demanday la oferta establecidos en la proyección de la demanda y

expansión de generación, para cada uno de los EscenariosOptimista, Base y Pesimista, los cuales se presentan en losCuadro 12, Cuadro 13 y Cuadro 14, respectivamente.


(*) Sujeto a ratificación binacionalFuente: Ministerio de Energía y Minas





TrujilloHuachoDeriv. AntaminaHuallanca NuevaCarhuaqueroChimboteHuallanca NuevaParagsha IICarhuamayoTrans./Subtrans.Interconexión Perú-Ecuador1ra Etapa (*)2da Etapa (*)

Cajamarca NuevaZapallalHuallanca NuevaCajamarca NuevaCajamarca NuevaHuallanca NuevaCajamarca NuevaDeriv. AntaminaParagsha II

220220220220220220220220220220

220220

1111111111

200320052006200620062010201020102010

2005-2010

ANTES DE 2005ANTES DE 2010

Reforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento del Sistema por Entrada de CH ChevesReforzamiento línea longitudinal de la SierraReforzamiento línea longitudinal de la SierraReforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento sistema de Lima en 220 kV

125 MW - Enlace Asíncrono 1er polo. Reforzamiento125 MW - Enlace Asíncrono 2do polo. Reforzamiento

Subestación 1 Subestación 2 Tensión kV

Añode Servicio DescripciónN° de

Termas

2322222228

Celdasde salida

TrujilloHuachoCarhuaqueroDeriv. AntaminaHuallanca NuevaCarhuamayoTrans./Subtrans.Interconexión Perú-Ecuador1ra Etapa (*)2da Etapa (*)

Cajamarca NuevaZapallalCajamarca NuevaHuallanca NuevaCajamarca NuevaParagsha II

220220220220220220220

220220

1111111

200320052008201020102010

2005-2010

antes de 2005antes de 2010

Reforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento del Sistema por Entrada de CH ChevesReforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento línea longitudinal de la SierraReforzamiento línea longitudinal de la SierraReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento sistema de Lima en 220 kV




Termas

2322228

Celdasde salida

TrujilloHuachoInterconexión Perú-Ecuador1ra Etapa (*)2da Etapa (*)

Cajamarca NuevaZapallal

220220

220220

11

20032005


Reforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento del Sistema por Entrada de CH Cheves




Termas

23

Celdasde salida



• Red de Energía del Perú S.A.: Es una empresa del GrupoEmpresarial ISA, el cual está constituido por InterconexiónEléctrica S.A.-ISA y sus filiales Transelca, InterconexiónEléctrica ISA Perú S.A., y Interconexión Eléctrica ISA Bolivia(Sector Eléctrico) e INTERNEXA y FLYCOM Comunicaciones(Sector de Telecomunicaciones). Los accionistas de Red deEnergía del Perú S.A. (REP), presentan las siguienteparticipación accionaria: Interconexión Eléctrica S.A.E.S.P.- ISA con 30%, TRANSELCA S.A.E.S.P. Filial de ISA con30%, y Empresa de Energía de Bogotá S.A.E.S.P - EBB con40%. REP fue constituida con el fin de operar mediante uncontrato de concesión las líneas de transmisión quepertenecían a ETECEN y ETESUR y además tiene laobligación de construir la interconexión con Ecuador.

• Consorcio Transmantaro S.A.: Fue creado en enero de1998 con un plazo de duración de 33 años. Sus accionistasson Hydro Québec Internacional Inc.- HQI (56.67%), Fondsde Solidarité des Travailleurs du Québec - FSTQ (28.33%)y Empresa de Transmisión Eléctrica Centro Norte - ETECEN(15%). HQI es una empresa constituida bajo las leyes deQuébec, Canadá, para el desarrollo y operación de proyectosenergéticos fuera de Canadá. HQI es sucursal de HydroQuébec, empresa fundada en Canadá en 1944. FSTQ es unfondo de pensiones constituido en Québec, asociado a HQI,y actúa como un inversionista pasivo. FSTQ sólo tiene derecho

a designar a un observador en el Directorio, mientras queHQI tiene el derecho de elegir a cinco de los seis miembrosque conforman el Directorio y controlar las operaciones dela Empresa. El Consorcio Transmantaro fue el encargado deconstruir la línea que permitió interconectar los dos sistemasde transmisión (norte y sur) creando el Sistema InterconectadoNacional.

• Red Eléctrica del Sur S.A.: Representada por Red Eléctricade España, Cobra-Perú, S.A., Abengoa-Perú, S.A. y BancoSantander Central Hispano, S.A. Su principal accionista esRedes de España S.A.

• Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A.: Empresa conparticipación de las dos más importantes empresascolombianas especializadas en el transporte de energía aalto voltaje: Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) y Transelca,que a su vez es socia de la Empresa de Transmisión deElectricidad Centro Norte S.A. - ETECEN. La composiciónaccionaria de ISA Perú ha sido modificada recientemente enla siguiente forma: TRANSELCA con 54,86%, ISA con28,07% y ETECEN con 17,07%. Las acciones de ETECENen ISA Perú permanecen en poder del estado peruano y nofueron transferidas a REP.


A diciembre de 2002 existían 21 empresas que desarrollanla Actividad de Distribución en Perú, de las cuales 13 sonpropiedad del estado, y 08 de propiedad privada, con un totalde 3.6 millones de clientes, distribuidos por empresa de laforma en que se presenta en la Tabla 2.

Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C.Edelnor S.A.A.Electro Oriente S.A.Electro Pangoa S.A.Electro Puno S.A.A.Electro Sur Este S.A.A.Electro Sur Medio S.A.A.Empresa Municipal de Servicio Eléctrico de Tocache S.A.Electro Ucayali S.A.Electrocentro S.A.Electronoroeste S.A.Electronorte Medio S.A. - HIDRANDINAElectronorte S.A.Electrosur S.A.Empresa de Servicios Eléctricos Municipales de Paramonga S.A.Empresa Municipal de Servicios Eléctricos Utcubamba S.A.C.Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A.Luz del Sur S.A.A.INADE - Proyecto Especial ChavimochicServicios Eléctricos Rioja S.A.Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.

637882.530116.281

923105.176208.962116.375

5.30038.090

316.703212.635367.668205.293

89.2485.3554.547

23.484689.765

2.7303.768

218.753

3.614.223

089

0022

150113

1320000

53004

185

637882.619116.281

923105.178208.964116.390

5.30038.091

316.704212.638367.681205.295

89.2485.3554.547

23.484689.818

2.7303.768

218.757

3.614.408

Empresa distribuidora Clientes regulados Clientes libres Total

TOTAL




Propiedad del Estado:• Electronorte Medio S.A. - HIDRANDINA• Electrocentro S.A.• Electro Oriente S.A.• Electro Sur Este S.A.• Electronoroeste S.A.• Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.• Electronorte S.A.• Electro Puno S.A.• Electro Ucayali S.A.• Electrosur S.A.• Servicios Eléctricos Rioja S.A.• INADE - Proyecto Especial Chavimochic.• Electro Pangoa S.A.



• Edelnor S.A.: Grupo ENERSIS, mult inacionallatinoamericana, conformada por ENDESA S.A. con un 65%,A.F.P. con un 12,62%, CitiBank N.A. con 3,97%, Corredoresde Bolsa, F.M., y Companías de Seguro 10,95%, Fondos deInversión Extranjeros 0,19% y otros accionistas 7,27%.

• Luz del Sur S.A.: Empresas privatizadas en julio de 1994,con la venta del 60% de sus acciones a Inversiones DistrilimaS.A. (grupo ENDESA) y Ontario Quinta AW (consorcio chilenocanadiense), respectivamente, al contado y sin compromisode inversión.

• Electro Sur Medio S.A.: En marzo de 1997 el Estadovendió la totalidad de su participación a HICA InversionesS.A. (Consorcio peruano argentino), el 50% a ser pagado enefectivo en un plazo de ocho años y el otro 50% a sercancelado con compromiso de inversión en obras rurales enun plazo de seis años, con las acciones correspondientes aesta última se constituyó un fideicomiso administrado porCOFIDE, las que se liberan según se cumple el compromiso.La posición contractual de ELECTROPERU en este contratoha sido cedida a FONAFE en diciembre de 2002.

• Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A.: Empresasadquiridas por Luz Del Sur (EDE Cañete) y por InversionesDistrilima S.A. (EDE Chancay), al contado y sin compromisode inversión.

Los actores que intervienen en el Sector Eléctrico Peruanoson, por el lado de la demanda, los clientes tanto reguladoscomo grandes clientes. Por el lado de la oferta participan lasempresas eléctricas, y para garantizar el funcionamiento delsector de forma eficiente se encuentran instituciones uorganismos encargados de la normativa, fiscalización,regulación, competencia honesta y operación del mismo(Figura 1). En septiembre de 2004 se espera que comiencea operar la interconexión con Ecuador que inicialmente seríauna demanda. En etapas posteriores Ecuador podría sertambién parte de la oferta. Igualmente se podrían tenerintercambios con Bolivia, Brasil y Chile.

3. Actores que Intervienen en el Sector

Eléctrico Peruano


Clientes

MEMDirección General de

Electricidad

OSINERGOrganismo Supervisor

de Inversión de Energía

INDECOPIInstituto de Defensa de la

Competencia y la Propiedad Privada

COESComité de Operación

Económica del Sistema

Generación

Transmisión

Distribución

Empresas Eléctricas

Fuente: Elaboración Propia

Para el período 2000 - 2005, se previo para los tres escenariosla realización de proyectos de ampliación de la red eléctricaen los niveles de tensión de 138 kV y 220 kV, así como de

las subestaciones asociadas a estas ampliaciones, los cualesse presentan en los Cuadro 10 y Cuadro 11.


Cuadro 11. Subestaciones Asociadas a los Proyectos de Ampliación de la Frontera Eléctrica Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

Fuente: Ministerio de Energía y Minas


Repartición - Majes - Camaná

Huallanca - Siguas - Tayabamba

San Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado

Iquitos - Nauta

Oxapampa - Pichanaki - Satipo

El Reposo - Caclic - Moyobamba

La Oroya - Tarma

Mantaro - Ayacucho(Mollepata)

Cajamarca Nueva - Caclic

Nauta - Requena

Tarapoto - Yurimaguas

Tocache - Bellavista

138

138

138

138

138

138

138

220

138

138

138

138

110

105

222

80

122

224

32

131

138

90

95

149

2000

2001

2001

2002

2002

2003

2003

2003

2004

2005

2005

2005

Departamento de Arequipa

Departamento de Ancash

Enlace del Sistema Aislado Puerto Maldonado al SINAC

Departamento de Iquitos

Departamento de Junín

Enlace de Bagua, Chachapoyas y Moyobamba


Departamento de Ayacucho

Enlace Cajamarca - Chachapoyas


Departamentos de San Martín e Iquitos

Departamento San Martín

Línea de Transmisión Tensión kV Añode Servicio

DescripciónLongitud (kM)



Iquitos - Nauta



La Oroya - Tarma



Nauta - Requena



1x7

1x7+1x15

1x7

1x15+1x7

1x10

1x7

40

-

1x5

15

1x7

2001

2001

2002

2002

2003

2003

2003

2004

2005

2005

2005












Añode Servicio Descripción del Proyecto AsociadoS.E. (MVA)Proyecto




Zapallal

Paramonga

Chimbote

Oroya Nueva

Carhuamayo

Paragsha II

Deriv. Antamina

Aguaytía

Aguaytía

Pucallpa

Socabaya

Tacna

Tacna

Puno

Puno

Puno

Juliaca

Azángaro

220

220

220

220

220

220

220

220/138

138

138

220

220

220/138

220

220/138

138

138

138

2

2

1

2

3

2

1

-

1

1

2

1

-

1

-

2

1

1

-

-

-

-

-

50

-

50

-

-

-

-

50

-

100

-

-

-

2001

2001

2002

2002

2002

2002

2002

2002

2002

2002

2001

2001

2001

2001

2001

2001

2001

2001

Zapallal - Ventanilla y Paramonga

Paramonga - Zapallal y Chimbote

Paramonga - Chimbote

Oroya Nueva - Carhuamayo y Adecuación

Carhuamayo a Pargasha II, Oroya Nueva

Paragsha II - Carhuamayo y Deriv. Antamina, Transf. 220/138 kV

Paragsha II - Derivación Antamina

220/138 kV - 50 MVA y Salida 138 kV

Aguaytía - Pucallpa


Socabaya - Cotaruse

Tacna - Moquegua

Transformación 50 MVA - 220 / 138 kV

Puno - Moquegua

Transformación 100 MVA - 220/138 kV

Celdas de Conexión a Sistema Existente y Enlace Puno Juliaca

Juliaca - Puno

Azángaro - Puno

Subestación Tensión kV Celdas deSalida

Transf.MVA

Añode Servicio Descripción del Proyecto Asociado

3.1 Clientes

Los Clientes se dividen en dos categorías de acuerdo conlímites establecidos en el Reglamento de la Ley deConcesiones Eléctricas (LCE) y que puede ser modificadopor el Ministerio de Energía y Minas mediante ResoluciónMinisterial6.

• Los clientes no regulados o libres: son aquellos clientescon una demanda superior a 1MW que realizan sustransacciones en forma libre7.

• Los clientes regulados: que pertenecen al servicio públicode electricidad, sujetos a tarifas reguladas por OSINERG,serán aquellos con una demanda inferior a 1MW.Adicionalmente, se considerarán en este grupo a aquellosclientes con una demanda superior a 1MW, pero cuando sussuministros son abastecidos por un sistema eléctrico que nopertenece a un Comité de Operación Económica del Sistema(COES).

Entre los temas considerados en las reformas de segundageneración se encuentra la reducción del límite de potenciapara calificar como gran usuario a 0,5 MVA. Esto traeríacomo consecuencia una mayor profundización de estemercado. En la actualidad hay unos 30 grandes usuariospero la reducción podría llevar este número a más detrescientos lo que permitiría la aparición de la figura delcomercializador. Esta actividad competitiva contempladaactualmente en la ley pero que en la práctica no existe,permite transferir el riesgo de la volatilizad al actor que de

manera más económica puede manejarlo. Dado que otra delas reformas de segunda generación sería incrementar laeficiencia del mercado mayorista, lo que implica tener períodosde valoración de la energía más cortos8 , se tendría variacionesde precio importantes. Ahora, si más actores pueden escogersu proveedor, buscarán al que le otorgue las mejorescondiciones, generalmente se buscan precios más bajos. Siestos usuarios subsidiaban de forma implícita a otros usuarios,esta fuente de ingreso para los subsidiados desaparecerían.En un mercado verdaderamente competitivo, este efectoforzaría a que los usuarios afronten los verdaderos costosque le generan al sistema. Si el gobierno tiene una políticade servicio universal, como es el caso del Perú, entonces esrequerido que se implementes esquemas de subsidiosexplícitos para evitar distorsiones en las tarifas queeventualmente pudiesen llevar a comprometer la existenciade las empresas del sector.

3.2 Empresas Eléctricas

Con base en lo establecido en la Ley9 , para la prestaciónde servicio público de electricidad, se prevé que las actividadesde generación, transmisión y distribución de energía eléctricapueden ser desarrolladas por personas naturales o jurídicas,nacionales o extranjeras.

En este sentido se definen tres modalidades de operaciónpor parte de las empresas eléctricas como son:

6. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Decreto Supremo N° 009-93-EM, de fecha 19-02-1993. Artículo 2.

7. Estos clientes son clasificados como no regulados o libres de manera automática, sin tener opción de permanecer como clientes regulados, lo que ha ocasionadoque algunos clientes libres decidan dividir su carga y tener dos medidores, con la finalidad de seguir siendo clientes regulados. En entrevistas realizadas convarias empresas, tanto de generación como de distribución, así como con el regulador, se plantea este problema, el cual piensan se agravaría si se reduce elnivel para ser cliente libre. El regulador esta consciente de este problema y se ha comprometido a desarrollar una campaña comunicacional para que los clienteslibres conozcan los beneficios que el mercado les ofrece, dado que considera que el mercado es lo suficientemente competitivo como para producir ahorrossignificativos que tenderán a ser mayores con la entrada del gas de CAMISEA.

8. Debido a que la electricidad no se almacena de forma económica en sistemas de generación mixtos térmicos-hídricos como el peruano, las unidadesdespachadas tienen costos variables crecientes (y típicamente costos fijos relativamente bajos) lo que hace que el costo de la energía despachada de formacentralizada y valorada al precio de la última unidad despachada sea creciente con el nivel de demanda. En este tipo de sistemas, también llamados marginalistas,los precios se fijan en períodos de tiempo muy breves, por ejemplo cada cinco minutos y se promedian durante un período un poco más largo, por ejemplo unahora. Esto produce variaciones muy significativas durante un día, es decir, la relación entre el precio más bajo y el precio más alto dentro de un mismo día enun mercado competitivo puede ser veinte o treinta. Sin embargo, un cliente final podría no manejar esta variabilidad. Un comercializador podría comprar la energíaen el mercado spot y vender a un precio fijo, o alternativamente firmando un contrato de largo plazo con un generador, absorbiendo el riesgo de incremento deprecios por una prima. Mas aún, los comercializadores generalmente proveen los llamados servicios de energía los cuales consisten en que el comercializadorinvierte fondos para mejorar la eficiencia de la planta eléctrica de los usuarios. Los usuarios siguen pagando la misma factura o un monto ligeramente inferior yel comercializador se queda con la diferencia para amortizar las inversiones con una cierta rentabilidad. Este mecanismo permite aumentar la eficiencia de laindustria al disminuir los costos de energía, reducir emisiones de las plantas de generación e incluso retrazar inversiones para la expansión del sistema.

9. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 25844 de fecha 19 de noviembre de 1992.


1. Otorgamiento de Concesión10 por parte del Estado através de la Dirección General de Energía (DGE), en lossiguientes casos:

• Actividad de Generación que utilice recursos hidráulicos ygeotérmicos, cuando la potencia instalada sea superior a 10MW;• Actividad de Transmisión cuando las instalaciones afectenbienes del Estado y/o requieran la imposición de servidumbrepor parte de éste;• Actividad de Distribución con carácter de Servicio Públicode Electricidad, cuando la demanda supere los 500 kW. Lademanda en referencia será la demanda agregada de todoslos servicios interconectados, a ser atendidos por una mismaempresa de distribución.

2.Otorgamiento de Autorizaciones por parte del Estado através de la Dirección General de Energía (DGE), únicamentepara el caso de la Actividad de Generación cuando la mismasea termoeléctrica, geotérmica e hidroeléctrica, no requieraconcesión, y su capacidad instalada sea superior a 500 kW.

3. Libremente. En los casos en que no se requiera Concesiónni Autorizaciones, las tres actividades (Generación,Transmisión y Distribución), deberán cumplir las normastécnicas y disposiciones de conservación del medio ambientey del Patrimonio Cultural de la Nación. El titular de cadaempresa, sin embargo, obligatoriamente deberá informar alMinisterio de Energía y Minas el inicio de la operación y lascaracterísticas técnicas de las obras e instalaciones.

Las concesiones serán otorgadas por plazos que varían deacuerdo con la actividad, si el bien fue privatizado, y losmontos de inversión requeridos, siendo generalmente plazossuperiores a los 30 años, y otorgadas mediante ResoluciónSuprema refrendada por el Ministerio de Energía y Minas11.

Existe la figura de las concesiones temporales para los casosde realización de estudios de centrales de generación,subestaciones y líneas de transmisión, las cuales permitenutilizar bienes de uso público y el derecho de obtener laimposición de servidumbres. Tienen un plazo máximo de dos(2) años, pudiendo renovarse por una sola vez a solicitud delpeticionario y hasta por el mismo plazo12 .

Las concesionarias de la actividad de transmisión tienen laobligación de permitir la utilización de sus sistemas por partede terceros, quienes deberán asumir los costos de ampliacióna realizarse en caso necesario y las compensaciones por eluso que sean fijadas por OSINERG.

Los concesionarios de distribución, tendrán exclusividad desu zona13 , la cual no podrán reducir sin previa autorizacióndel Ministerio de Energía y Minas, y en el caso de ampliaciónde sus límites lo deberán realizar previa notificación al mismo.Los límites en referencia serán regularizados cada dos (2)años mediante un procedimiento similar al de las concesionesdefinitivas.

Las empresas que se encuentren operando bajo la modalidadde concesionarias, tendrán las siguientes obligacionesprevistas en la Ley:

a. Efectuar los estudios y/o la construcción de las obras enlos plazos señalados en el respectivo contrato de concesión;

b. Conservar y mantener sus obras e instalaciones encondiciones adecuadas para su operación eficiente, deacuerdo con lo previsto en su contrato de concesión;

c. Aplicar los precios regulados fijados por OSINERG.

d. Presentar la información técnica y económica a losorganismos normativos y reguladores en la forma y plazosfijados en el Reglamento;

e. Cumplir con las disposiciones del Código Nacional deElectricidad y demás normas técnicas aplicables;

f. Facilitar las inspecciones técnicas a sus instalaciones quedispongan los organismos normativos y reguladores;

g. Contribuir al sostenimiento de los organismos normativos;reguladores y fiscalizadores mediante aportes fijados por elMinisterio de Energía y Minas, que en ningún caso podránser superiores al uno por ciento (1%) de sus ventas anuales;

h. Cumplir con las normas de conservación del medio ambientey del Patrimonio Cultural de la Nación.

10. Los límites para el otorgamiento de Concesiones son los establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 25844 de fecha 19 de noviembre de 1992.

11. Se requiere el previo cumplimiento con los procedimientos para realizar la solicitud de Concesión Definitiva, exigidos en el Artículo 25° de la Ley y lo previstoen los artículos del 37° al 41° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Decreto Supremo N° 009-93-EM, de fecha 19-02-1993.

12. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 25844 de fecha 19 de noviembre de 1992. Artículo 22° y 23°.

13. Un mecanismo para limitar el alcance de su exclusividad, la cual inhibe la competencia, es por medio de la modificación de los limites para ser catalogadocomo cliente libre. A medida que el nivel baja, más competitivo se vuelve el mercado siguiendo el efecto descrito anteriormente.

Gráfico 23. Balance Oferta-Demanda en MW 2001-2010.Escenario Base

Gráfico 24. Balance Oferta-Demanda 2001-2010 en MW.Escenario Pesimista

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

02001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Hidroeléctrica Térmica Demanda Total de Potencia


10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

02001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010





Zapallal

Paramonga

Oroya Nueva

Paragsha II

Paragsha II

Yuncán

Yuncán

Iacna

Moguegua

Puno

Machupichu

Machupichu

Aguaytía

Paramonga

Chimbote

Carhuamayo

Carhuamayo

Derv. Antamina

Carhuamayo

Carhuamayo

Moguegua

Puno

Juliaca

Cachimayo ELP

Cachimayo INCASA

Pucallpa

220

220

220

220

220

220

220

220

220

138

138

138

138

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

2001

2001

2002

2002

2002

2002

2002

2001

2001

2001

2001

2001

2002

2da Terna

2da Terna

Refuerzo del sistema



Cambio de tensión a 220 kV

2da terna proyecto CH Yuncán



Cambio de tensión 60 kV a 138 kV

Reingreso de CH Machupicchu


Enlace de Sistema Aislado

Línea de Transmisión Tensión kV Ternas Años de Servicio Descripción


En relación con la Demanda de Potencia, la proyección serealizó con base en la máxima demanda de potencia para elSistema Eléctrico Interconectado Nacional para los tresescenarios, estimándose una tasa de crecimiento promedioanual para el período 2001 - 2005 para los escenariosOptimista, Base y Pesimista de 9,3%; 7,1% y 5,0%respectivamente. Para el período 2005 - 2010 esta tasa decrecimiento para los mismos escenarios se estimó sería de5,5%; 4,2% y 2,8% respectivamente.

La definición de estos escenarios se sustentafundamentalmente en previsiones de evolución del ProductoBruto Interno y del crecimiento de la población. En estesentido se tiene que:

• Escenario Pesimista: es el escenario bajo en donde seconsidera un crecimiento económico interanual promedio de2,07% para el período 2001-2010. Los megaproyectos minerosno se llegan a ejecutar en el período de proyección. La tasade crecimiento poblacional considerada para este escenarioes de 1,32% interanual promedio para el período en referencia,utilizando proyección de la hipótesis baja elaborada por elInstituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).•Escenario Base: es donde se considera la proyección basedel crecimiento económico interanual promedio de 3,70%.Los proyectos de inversión mineros son considerados a lafecha de entrada en operación reportada por ellos mismosy con una probabilidad de ocurrencia superior al 85%. Latasa de crecimiento poblacional considerada para esteescenario es de 1,54% interanual promedio para el períodoen referencia, utilizando la proyección de la hipótesis mediaelaborada por el INEI.

• Escenario Optimista: es el escenario alto en donde seconsidera un desarrollo económico más acelerado con unatasa de crecimiento económico interanual promedio de 4,57%.Se incorpora la totalidad de los proyectos de inversión,inclusive los que han sido postergados por la coyuntura delas cotizaciones o que les falta definición por parte de lospropietarios. La tasa de crecimiento poblacional considerada

para este escenario es de 1,74% interanual promedio parael período en referencia, utilizando la proyección de la hipótesisalta elaborada por el INEI.

En los Gráfico 22, Gráfico 23 y Gráfico 24, se presentan lasproyecciones, para el Sistema Interconectado Nacional, delos Balances de Energías y Potencia para los tres escenariosen referencia. Es importante señalar que la informaciónpresentada en el Plan Referencial de Electricidad 2001-2010,tenía estimados los años 2001 y 2002, dado que se disponede la información real la misma fue actualizada para el casode la Potencia Instalada en MW, observándose tan solo unadiferencia mínima de aproximadamente 10MW.

En el Plan Referencial 2001-2010, también se realizaronprevisiones de expansión de la transmisión (SistemaInterconectado Nacional). En este sentido se consideraronpara los años 2001-2002 en los tres escenarios los proyectosde expansión de la transmisión comprometidos o enconstrucción, así como las subestaciones asociadas a losmismos, los cuales se presentan en el Cuadro 8 y Cuadro 9.


10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

02001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010



En particular los concesionarios de distribución están obligados a:

a. Dar servicio a quien lo solicite dentro de su zona deconcesión o a aquellos que lleguen a dicha zona con suspropias líneas, en un plazo no mayor de un año y que tengancarácter de Servicio Público de Electricidad;

b. Tener contratos vigentes con empresas generadoras quele garanticen su requerimiento total de potencia y energíapor los siguientes 24 meses como mínimo;

c. Garantizar la calidad del servicio que fije su contrato deConcesión; y,

d. Permitir la utilización de sus sistemas por parte de terceros,para suministrar energía a usuarios que no tengan el carácterde Servicio Público de Electricidad, ubicados dentro o fuerade su zona de concesión.


La Ley prevé que un mismo titular, o quien ejerza directa oindirectamente el control de éste, no deberá realizar lasactividades de Generación y/o Transmisión perteneciente alsistema principal y/o distribución, salvo en el caso de losSistemas Aislados.

En los casos de los Sistemas Aislados14 , los concesionariosde distribución que dispongan de generación y transmisiónpropia para atender parcial o totalmente su demanda, noestán obligados a separar sus actividades, sino a llevar porseparado una contabilidad de costos para cada una de ellas.Es importante señalar que a partir de la publicación de la LeyAntimonopolio y Oligopolio del sector eléctrico15 , se introduceen la Ley16 una modificación que permite la existencia deconcentraciones de tipo vertical u horizontal, en aquelloscasos que no impliquen una disminución, daño o restriccióna la competencia y libre concurrencia en los mercados delas actividades de generación, transmisión y distribución, oen los mercados relacionados.

En este sentido la Ley Antimonopolio y Oligopolio define loslímites máximos de concentración horizontal y verticalpermitidos, los cuales son de 15% y 5% de la participacióndel mercado relevante, respectivamente. Es responsabilidadde INDECOPI autorizar niveles iguales o superiores a losprevistos, previa evaluación de los mismos, para constatarsi afectan o no la competencia de la actividad. El INDECOPIpuede establecer multas a las empresas eléctricas en casode incumplimiento en los porcentajes de concentraciónpermitidos, o en caso de no solicitar las autorizacionesindicadas, así como por el no suministro de la informacióndentro de los plazos establecidos. Corresponde a OSINERGla determinación semestral de los porcentajes de participaciónen el mercado de las empresas que desarrollan actividadesde generación y/o de transmisión y/o de distribución deenergía eléctrica, con base en las declaraciones juradas quesemestralmente deberán presentarle dichas empresas17.

3.3 Instituciones u Organismos

Las instituciones u organismos encargados del funcionamientodel Sector Eléctrico Peruano son:

3.3.1 El Estado 18

El Estado está representado por el Ministerio de Energía yMinas, quien a su vez es el órgano de adscripción de lassiguientes unidades o entes:

• Oficina Técnica de Energía. Propone y evalúa la políticaenergética nacional de mediano y largo plazo, elaborando elPlan Referencial para el Sector Electricidad, que es undocumento que muestra la situación del sector eléctrico, lasproyecciones de demanda, oferta y transmisión de energíaeléctrica para un horizonte de planeamiento de diez años19.

• Dirección General de Electricidad. Tiene como funciónprincipal el otorgamiento de concesiones y autorizacionespara el desarrollo de las actividades de generación, transmisióny distribución de energía eléctrica, así como el velar por elcumplimiento de las disposiciones legales existentes paraeste sector (Ley de Concesiones Eléctr icas) .

14. Se refiere a aquellos sistemas que no se encuentran conectados al Sistema Interconectado.

15. Ley N° 26876, de fecha 19 de noviembre de 1997. Documento disponible en la siguiente dirección: http://www.mem.gob.pe/wmem/publica/sse/compendio/l26876.pdf

16. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 25844 de fecha 19 de noviembre de 1992. Artículo 122°.

17. Son pocos los casos en los que se recomienda tener una integración vertical de las actividades porque generalmente se dificulta la competencia y facilita elejercicio de poder de mercado por parte de los oferentes.

18. Página Web: http://www.mem.gob.pe/

19. Plan Referencial de Electricidad 2001-2010. Página Web: http://www.mem.gob.pe/wmem/publica/oterg/plan2001-2010.asp A pesar de que este plan deberíaactualizarse cada año, existe un retraso de dos años. En los actuales momentos se está trabajando en la nueva versión que debería cubrir el período 2004-2013,incorporando las reformas de segunda generación a los supuestos.


3.3.2 Organismo Supervisor de Inversión en Energía(OSINERG)20

El Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERG)es creado mediante Ley en diciembre de 199621 , ampliándosesus competencias a través de la publicación de la Ley Marcode Organismos Reguladores22 el 29 de julio de 2000,quedando establecido en está última, que es un organismopúblico descentralizado adscrito a la Presidencia del Consejode Ministros, con personería jurídica de derecho públicointerno, patrimonio propio y autonomía administrativa,funcional, técnica, económica y financiera. Tiene competenciapara supervisar y fiscalizar a las entidades que desarrollaactividades relacionadas con los subsectores de electricidade hidrocarburos, velando por la calidad, seguridad y eficienciadel servicio y/o productos brindados a los usuarios en generaly cuidando la adecuada conservación del medio ambiente.Asimismo, OSINERG regula las tarifas y fija los distintosprecios regulados del servicio eléctrico, las tarifas del serviciode transporte de hidrocarburos por ductos y las de distribuciónde gas natural por red de ductos.

Las Funciones asignadas a OSINERG son:

• Normativas. Son aquellas competencias del ConsejoDirectivo de OSINERG las descritas en la Ley. Cualquierano definida corresponde al Ministerio de Energía y Minas,como responsable del Sector Energía23 . En su funciónnormativa OSINERG puede dictar disposiciones de caráctergeneral, por medio de resoluciones, sobre los siguientesasuntos:

a. Sistemas tarifarios o regulatorios o, mecanismos para suaplicación.b. Mecanismos de participación de los interesados en elproceso de aprobación de dispositivos y normas de caráctergeneral, incluyendo las reglas de publicación previa y derealización de audiencias públicas, para tales efectos.c. Reglas a las que están sujetas los procedimientos que sesigan ante cualquier órgano de OSINERG, incluyendo los dereclamos de usuarios y de solución de controversias.

d. Cláusulas generales de contratación aplicables a loscontratos de prestación de los servicios públicos de suministro

de electricidad y del servicio de transporte de hidrocarburospor ductos y distribución de gas natural por red de ductos,de acuerdo con lo establecido en los contratos de concesióny normas legales aplicables.

• Reguladora. El Consejo Directivo de OSINERG, medianteResoluciones, tiene la facultad para fijar tarifas del serviciopúblico de electricidad así como del servicio de transportede hidrocarburos por ductos y distribución de gas natural porred de ductos, en los mercados regulados tales como:

a.Tarifas en barras en el subsector electricidad.b. Tarifas para los usuarios de servicio publico de electricidad.c. Tarifas de transmisión principal y secundaria en el subsectorelectricidad.d. Tarifas del servicio de transporte de hidrocarburos porductos.e. Tarifas de distribución de gas natural por red de ductos,así como de distribución de electricidad.

• Supervisora ejercida por la Gerencia General de OSINERG,le permite verificar el cumplimiento de las obligaciones legales,técnicas y aquellas derivadas de los contratos de concesión,por parte de las entidades y demás empresas o personasque realizan actividades sujetas a su competencia. Asimismo,la función supervisora permite verificar el cumplimiento decualquier mandato o resolución emitida por el propio OSINERGo de cualquier otra obligación que se encuentre a cargo dela entidad supervisada.

• Fiscalizadora y sancionadora, puede ser ejercida de oficio,o por denuncia de parte. Las sanciones serán impuestas porla Gerencia General. Sus resoluciones podrán ser apeladasante el Consejo Directivo, quien resuelve en segunda y últimainstancia administrativa. Apelaciones adicionales se cursana través de tribunales ordinarios. Está función le permiteimponer sanciones a las entidades que realizan actividadessujetas a su competencia por el incumplimiento de lasobligaciones legales, técnicas y aquellas derivadas de loscontratos de concesión, así como de las disposicionesreguladoras y/o normativas dictadas por OSINERG.

20. Página Web: http://www.osinerg.org.pe/

21. Ley del Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERG) N° 26734, de fecha 31/12/96.

22. Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, N° 27332, de fecha 29 de julio de 2000.

23. Tanto OSINERG como el Ministerio admiten que han existido conflictos de competencia y falta de coordinación. Entre las Reformas de Segunda Generación,previstas para el año 2004, está planteada una mayor definición de las competencias de cada ente.

9.1 Plan Referencial de Electricidad 2001-2010

En el Plan Referencial de Electricidad 2001-201069 , serealizaron las proyecciones de los balance de oferta y demanda

de potencia eléctrica para el período en referencia, estructuradoscon base en tres escenarios que denominaron Optimista, Basey Pesimista, en donde se muestra que la demanda proyectadaes ampliamente abastecida, estando el margen de reservamedio para los tres escenarios alrededor del 30%. En el Cuadro7 se presentan los nombres de los Proyectos Factible de realizardurante el período 2001-2010, para cada uno de los escenariosen referencia.

69. Plan Referencia l de Electr ic idad 2001-2010 elaborado por e l Min is ter io de Energía y Minas de Perú. Página Web:http://www.mem.gob.pe/wmem/publica/oterg/plan2001-2010.asp . Este plan en teoría debería ser actualizado todos los años. En el Plan de Reformas de SegundaGeneración, está prevista la creación de una entidad independiente que se encargue de su realización. Funcionarios del Ministerio de Energía y Minas estimanque el próximo Plan debería estar listo en el 2004, elaborado por esta nueva entidad y con el apoyo de una firma consultora.

Optimista

• Resev. San Diego -CH Cañón del

Pato (existente) (25 MW)

• Recup. CH. Machupicchu 1ra. Etapa

(Existente) (90 MW)

• CH Huanchor (16 MW)

• 2*TG 150 MW (300 MW)

• Cambio Comb. Ventanilla Siemens No. 3 a GN (*)


• 2*TG 172 MW (344 MW)

• CH Yuncan (**) (154 MW)

• Recup. CH. Machupicchu 2da. Etapa (82)

• CH Poechos 1 (17 MW)


• CH Cheves (525 MW)

• CH Huanza (86 MW)

• 2*TG 172 MW (344 MW)

• CH Marañon (96 MW)

• 1*TV 125 MW CT. Ilo 3 (125 MW)

• CH Platanal (200 MW)

• CH Ocoña (150 MW)

• CH Quitaracsa (112 MW)

• 1*CC 248 MW (248 MW)

• 2*CC 248 MW (496 MW)

Base

• Resev. San Diego -CH Cañón

del Pato (existente) (25 MW)


(Existente) (90 MW)


• 1*TG 150 MW (150 MW)



• 1*TG 172 MW (172 MW)


• Recup. CH. Machupicchu 2da. Etapa (82 MW)





• 1*TG 172 MW (172 MW)


• 1*TV 125 MW CT. Ilo 3 (125 MW)


• 1*TG 172 MW (172 MW)

• 1*TG 172 MW (172 MW)

• 1*CC 248 MW (248)

Pesimista




(Existente) (90 MW)










• 1*TG 172 MW (172 MW)


• 1*TV 125 MW CT. Ilo 3 (125 MW)


• 2*TG 172 MW (344 MW)

Años

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

(*) No incluye potencia adicional; corresponde exclusivamente a cambio de combustible de Diesel N° 2 a gas natural.(**) Se incluye el incremento de C.H. Yaupi en 24 MWFuente: Plan Referencial de Electricidad 2001-20010. Ministerio de Energía y Minas


9. Balances de Oferta y Demanda

de Energía 2001-2010


• Los gastos y compensaciones por el establecimiento de lasservidumbres utilizadas.

• Los gastos por concepto de estudios y supervisión.

El VNR de las empresas de distribución eléctrica es fijadopor OSINERG. Para dicho fin los concesionarios reportan lainformación de sus instalaciones y OSINERG, de acuerdocon lo que señala la LCE, puede rechazar fundadamente laincorporación de bienes innecesarios.

El concepto del VNR se utiliza en dos contextos, el primeropara calcular las inversiones de los bienes físicos de laempresa modelo que se toma de base para el cálculo delVAD, el segundo para que OSINERG fije el VNR de los bienesfísicos de las empresas concesionarias. Luego de calculadoel VAD, OSINERG debe proceder a verificar la rentabilidad,para lo cual se calcula los ingresos haciendo uso de la tarifabase (elaborado a partir del VAD calculado en el estudio).Asimismo, se calcula los costos estándares del ejercicioanterior tomando como inversión base el VNR (base delcálculo de la TIR) de las empresas distribuidoras. El cálculodebe averiguar si la TIR resultante se encuentra dentro delrango 8% y 16%. De ser así, el VAD resultante del estudioqueda aprobado, caso contrario se corrige.

El VNR supone realizar un análisis crítico de las instalacionesactuales, buscando el mínimo costo total que permite prestarel mismo servicio con la tecnología más económica. Loscostos unitarios considerados para el cálculo de las inversionesson los costos de mercado internacional alcanzables por lasempresas distribuidoras en el país, dado el marco institucionaly legal para los procesos de importación de insumos y equiposque las empresas requieren para la proyección ymantenimiento de las empresas de distribución.

La valuación de activos a valor nuevo de reemplazo paraefecto de la determinación de las tasas internas de retornosobre la inversión es un criterio utilizado frecuentemente enla regulación tarifaria. El punto de partida de este criterio esque el mercado no valoriza los activos a su precio histórico,sino al valor presente de obtener el mismo servicio provistopor el antiguo activo. Este criterio es distinto del de valuacióna costo de reproducción, lo que permite que el reguladorreplique el razonamiento de un operador racional al remplazar

los activos actualmente dedicados a la prestación del serviciopor otros que son técnica y económicamente eficientes.

La actividad de comercialización en un régimen de libertadde precios está sujeta a las disposiciones establecidas en el"Reglamento para la Comercialización de Electricidad en unRégimen de Libertad de Precios" , en donde se definen lasmodalidades de contratación de los clientes para adquirirelectricidad, las cuales son:

a. Compra de la electricidad en el punto de entrega a unoo varios suministradores.

b. Compra de la electricidad en las Barras de Referencia deGeneración a uno o varios suministradores y contratos porel servicio de transporte y/o distribución desde dichas Barrashasta el punto de entrega.

c. Cualquier combinación entre las opciones a) y b) queanteceden, de acuerdo a la definición del Punto de Comprao suministro.

Estos contratos son de dominio público y deben considerarcomo mínimo los siguientes criterios:

a. Separación de los precios de la electricidad para cada unode los conceptos involucrados, tales como precios al nivel deBarra de Referencia de Generación, costo por la transmisiónprincipal, costo por la transmisión secundaria, costo por el usode la red de distribución en media tensión y/o baja tensión, costode comercialización y demás costos que resulten pertinentes.Las facturas deben desagregar cada uno de los costos y/oservicios involucrados y anexar los cálculos necesarios.

b. Descripción de las condiciones de calidad en que e brindaráel servicio; estándar, superior o inferior. El nivel de calidadestándar, es el señalado en las normas y procedimientos técnicosestablecidos por los organismos competentes.

c. Descripción de las fórmulas con parámetros y variables deactualización de fácil constatación y entendimiento por parte delos Clientes.

8. Actividad de Comercialización

• Solución de controversias. Competencia de los CuerposColegiados, en primera instancia administrativa y por elTribunal de Solución de Controversias de OSINERG, ensegunda y última instancia administrativa. Quedan excluidasde esta función las que son de competencia de INDECOPI.La solución de controversias autoriza a los órganoscompetentes de OSINERG a resolver por la víaadministrativa los conflictos y las controversias que, dentrodel ámbito de su competencia, surjan tanto entre lasentidades, entre éstas y los usuarios libres y entre éstos,entre las cuales se pueden citar:

a. Controversias entre Generadores, entre Generadoresy Transmisores, y entre Transmisores del SistemaInterconectado Nacional, distintas a las originadas en elCOES y que se relacionen con materias sujetas asupervisión, regulación y/o fiscalización por parte deOSINERG.b. Controversias entre Transmisores y usuarios libres, yentre distribuidores y usuarios libres del subsector eléctrico,que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redestanto de los sistemas secundarios de transmisión y/o delos sistemas de distribución eléctrica.c. Controversias entre generadores y distribuidores, entregeneradores y usuarios libres, entre distribuidores, entreusuarios libres y entre transmisores y distribuidores eléctricos,relacionadas con aspectos técnicos, regulatorios, normativoso derivados de los contratos de concesión; sujetos asupervisión, regulación y/o fiscalización por parte deOSINERG.

• Solución de Reclamos de Usuarios de Servicio Público,ejercida por las propias entidades, en primera instanciaadministrativa, y en vía de apelación por la Junta deApelaciones de Reclamos de Usuarios, en segunda y últimainstancia administrativa. Entre los reclamos se pueden citarlos siguientes: Instalación o activación del servicio;suspensión ó corte; calidad e idoneidad en la prestacióndel servicio; facturación y cobro; cobros por cortes yreconexiones; errores de medición y/o facturación; ycompensaciones por interrupción parcial ó total del servicio.

En la Figura 2 se presenta el Organigrama de OSINERG.


Gerencia deFiscalización Eléctrica

Danilo Valenzuela

Gerencia deFiscalización en Hidrocarburos

Julio Salvador


Danilo Valenzuela


Julio Salvador

CONSEJODIRECTIVOPresidencia

Alfredo Dammert

GERENCIAGENERAL

Edwin Quintanilla

Tribunal de soluciónde controversias

Oficina de AuditoríaInterna

Enrique Pareja

Oficina deComunicaciones

Luis Castillo

Junta deapelacionesde reclamosde usuarios

SecretaríaTécnica

CarlosPalacios

Cuerpocolegiado desolución de

controversias

Asesoría de la Alta Dirección

Antonio VallejosFrancisco García

Luis Avalos

Gerencia Adjunta deRegulación Tarifaria

División deGeneración yTransmisión

Eléctrica

División deDistribución

Eléctrica

División deGas Natural

Gerencia Legal

José Luis Luna

Oficina de EstudiosEconómicos

José Gallardo

Oficina dePlaneamiento y

Control de GestiónGuillermo Shinno

Oficina dePost- Privatización

Eduardo Jané

Oficina deInformática

Julio Puertas

Oficina deAdministración

y FinanzasMa. Luisa Sabogal

Unidadde Generación

Unidad de Exploracióny Explotación

Unidadde COES

Unidad de Distribucióny Alumbrado Público

Unidad deComercialización

Unidad de Calidady de Servicio

Unidad de Seguridady Medio Ambiente

Unidad de Terminalesy Transportes


Unidad deProcesamientos

y ductos

Unidad de GLPy Gas Natural

Unidad deMedio Ambiente

Unidad deFiscalización

Especial

Fuente: Página Web de OSINERG. http://www.osinerg.org.pe/


3.3.3 Instituto de Defensa de la Competencia y de laPropiedad Intelectual (INDECOPI)24

El Instituto de Defensa de la Competencia y de la PropiedadIntelectual (INDECOPI), es un organismo creado en noviembrede 1992, adscrito al Ministerio de Industria, Turismo,Integración y Negociaciones Comerciales Internacionalescon personería jurídica de derecho público y que goza deautonomía técnica, económica, presupuestal y administrativa.Es el organismo encargado de la aplicación de las normaslegales destinadas a proteger:

a. El mercado de las prácticas monopólicas que resultenrestrictivas de la competencia en la producción ycomercialización de bienes y en la prestación de servicios,así como de las prácticas que generan competencia deslealy de aquellas que afectan a los agentes del mercado y a losconsumidores;b. Los derechos de propiedad intelectual en todas susmanifestaciones. Tiene tres oficinas destinadas para estasfunciones que son: la oficina de Signos Distintivos; la oficinade Invenciones y Nuevas Tecnologías; y la oficina de Derechosde Autor.c. La calidad de los productos.

3.3.4 Comité de Operación Económica del SistemaCOES25

El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) fuecreado en noviembre de 1992 con la finalidad de coordinarla operación de las centrales de generación y sistemas detransmisión que se encuentren interconectadas al mínimocosto, garantizando la seguridad del abastecimiento deenergía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursosenergéticos.

Dado que el Sistema de Transmisión de Perú se dividía enSistema Interconectado Centro Norte (SICN) y SistemaInterconectado del Sur (SISUR), se previo en la Ley que cadaCOES debía estar integrado obligatoriamente por:

a. Entidades cuya potencia efectiva de generación sea superioral 1% de la potencia efectiva de generación del sistemainterconectado y comercialicen más del 15% de su energíaproducida;b. Entidades titulares del Sistema Principal de Transmisión.c. Las entidades generadoras que no cumplan individualmentecon la condición señalada en el inciso a) podrán participaren el COES asociándose entre ellas y siempre que alcancenel referido límite, pudiendo acreditar sólo un representantepor todas ellas.

Bajo este criterio existían dos COES en el SistemaInterconectado que eran COES-SICN y COES-SISUR, loscuales entraron en funcionamiento en enero de 1995. Estasituación se modificó al integrarse los dos Sistemas en octubrede 2000, conformando lo que se paso a denominar SistemaInterconectado Nacional (SINAC). Es importante destacarque las disposiciones de coordinación que, en virtud de laLey y el Reglamento que emita el COES serán decumplimiento obligatorio para todos sus integrantes tantopara sus propias unidades como para aquellas unidades quetenga contratadas con terceros26 .

El COES esta constituido por una Asamblea, un Directorioy una Dirección de Operaciones, estando su funcionamientoregulado por un Estatuto que es aprobado por su directorio,y que debe ser del conocimiento de la Dirección General deEnergía y de OSINERG. El COES se disuelve únicamentepor mandato de la Ley o norma específica con rango de ley.

El Directorio representa el máximo órgano de decisión delCOES, y está conformado por siete miembros, elegidos porlos representantes de cada integrante del COES, de loscuales cinco son designados por los integrantes de generacióny dos por los de transmisión. Cada miembro del directoriotendrá una duración de dos años, siendo posible la reelecciónde cada director solo por un período consecutivo27.

24. Página WEB: http://www.indecopi.gob.pe/

25. La importancia del COES en la organización del Sistema Eléctrico Peruano es quizás su rasgo más característico. En primer lugar, el Estado (excepto porsu participación por medio de las empresas públicas) no tiene inherencia en la interacción de sus miembros y en la solución de controversias. En segundo lugar,sus miembros aprueban sus propias normas de funcionamiento. En tercer lugar, están en la capacidad de fijar precios para las transacciones, las cuales sonreferencias para los usuarios. En cuarto lugar, los costos de las unidades de generación son auditables y han sido auditadas (siendo la amenaza creíble) por loque los costos bianuales están bien definidos. Este arreglo tan peculiar se basa en que los distribuidores tienen que adquirir el 100% de sus requerimientos deenergía. Esto implica que la ganancia de uno es la pérdida de otros por lo que existen incentivos para que las reglas de distribución de los ingresos y costossean claras y los mecanismos de resolución de conflictos expeditos.

26. LCE 25844, Artículo 83°.

27. Modificación al Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 25844, en Decreto Supremo N° 017-2000-EM de fecha 18.09.2000

El VAD se calcula para cada nivel de tensión y para cadasector típico mediante estudios de costos. El sector típico sedetermina en función de una serie de parámetros como elconsumo promedio anual por cliente, la potencia instaladaen subestaciones de distribución por km de red de mediatensión, la longitud de redes de baja tensión promedio porcliente de baja tensión y la longitud de redes de media y bajatensión por consumo anual.

El estudio de costos requiere de la recopilación de informacióntécnica, comercial y económica del sistema eléctricoseleccionado como representante del sector típico,posteriormente se valida la información y se revisa inicialmentelos costos de explotación, gastos indirectos, estructura de laorganización y remuneraciones, con base en esta informaciónse obtiene el VNR propuesto por las empresas, el cual sirvecomo referencia para obtener el VNR de la empresa modeloeficiente. Ésta se construye considerando un desarrolloóptimo de las redes y asignando los recursos de explotacióntécnica y comercial, para calcular los componentes del VADeficientes. Posteriormente, utilizando el VAD obtenido, se

determina, para los siguientes 25 años, el flujo de ingresosnetos por sector típico aplicando las fórmulas tarifarias.Finalmente, considerando como inversión inicial el VNRreconocido para las empresas, se calcula la Tasa Interna deRetorno (TIR), que iguala los ingresos netos actualizados alVNR. Si esta tasa arroja un valor entre 8% y 16%, entoncesse aprueba el VAD calculado, caso contrario ésta debe deajustarse hasta que la TIR se encuentre en el límite del rangomás próximo.

7.1.2 Costos y Rentabilidad: El Valor Nuevo de Reemplazo(VNR)

El VNR representa el costo de renovar las obras y bienesfísicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnologíay precios vigentes, considerando además:

• Los gastos financieros durante el periodo de construcción,calculados con una tasa de interés que no puede ser superiora la tasa de actualización de 12% establecida por ley.


VNREmpresas deDistribución

CO y MEmpresas deDistribución

Ingresos

Determinaciónde los Sectores

Estudiosde Costos del VAD

Tarifa BaseVAD

Ajuste VAD

Yardstick

VAD Aprobado

SI

NO

Constantes y Variables de Cálculo

Factores de Expansión de perdidasEpFEPFEEFactores de CoincidenciaFactores de CoincidenciaHoras de Utilización

Benchmark

8 %<-TIR->16 %

Fuente: OSINERG


Los precios medios de energía eléctrica a clientes finales portipo de tarifa de las empresas de distribución se presentanen el Gráfico 20.

Las Pérdidas de Energía Eléctrica de la EmpresasDistribuidoras ha presentado una tendencia decrecientedurante el período 1995-2002, al pasar de 19,71% en 1995a 9,10% en 2002. Este comportamiento es reflejo de laprivatización de las empresas, las cuales tienen incentivospara reducir los costos e incrementar las ganancias, de formaopuesta a las empresas públicas que persiguen adicionalmenteotros objetivos (Ver Gráfico 21).

7.1 Metodología de Remuneración67

La distribución de energía es un monopolio natural68, por loque es necesario regular el precio de esta actividad (VAD),basándose en principios de eficiencia y utilizando mecanismosque simulen competencia. Frente a este contexto, el modelotarifario establece que los costos medios a reconocer en lafijación de la tarifa a nivel de distribución son los dados poruna empresa modelo eficiente, haciendo competir a lasdistribuidoras con dicha empresa ("yardstick competition").


En el sistema de distribución, el precio eficiente estárepresentado por el Valor Agregado de Distribución (VAD)

de una empresa modelo eficiente. El VAD representa el costototal en que incurre la empresa distribuidora de electricidadpara poner a disposición del cliente la potencia y energíadesde la barra equivalente de media tensión hasta el puntode empalme de la acometida respectiva. Sus componentesson los costos asociados al cliente independientemente desu demanda de potencia y consumo de energía; las pérdidastécnicas en potencia y energía; los costos estándares deinversión medido por el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR);y los costos de operación y mantenimiento por unidad depotencia suministrada.

Los costos de inversión estándar son calculados como laanualidad del VNR de un sistema económicamente adaptado,considerando su vida útil, que será de 30 años con base enlo establecido en el Reglamento de la Ley, y la tasa anual deactualización de 12% real. Por su parte, los costos asociadosal cliente corresponden a los costos de comercialización,tales como la lectura, procesamiento y emisión de la factura,reparto y cobranza. Estos costos son independientes de lademanda de potencia y consumo de energía. Mientras quelas pérdidas estándares de distribución de potencia y energíacomprenden tanto las pérdidas físicas como las comerciales.La Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento establecenel procedimiento seguido para la determinación del VAD. Acontinuación se describe de manera resumida en la Figura 4.

Gráfico 20. Precios Medios de Energía Eléctrica de lasDistribuidoras por Tipo de Tarifa en Ctv US$/KWh para el año 2002


16

14

12

10

8

6

4

2

0AT2 MT2 MT3 BT2 BT3 BT4 BT5R BT5NR BT6MT4

5,5 5,9 5,7 6,3

11,7

9,1 8,4

9,9 9,9

14,9

Fuente: Estadística Eléctrica 2001-2002. Ministerio de Energía y Minas. 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

20 %

18 %

16 %

14 %

12 %

10 %

8 %

19,70 %

17,00 %

14,50 %

12,40 %

11,30 %

10,40 %9,70 %

9,10 %

Fuente: Estadística Eléctrica 1995-2002. Ministerio de Energía y Minas.Página WEB: http://www.minem.gob.pe/wmem/publica/sse/plegable2001-02.pdf


68. En términos estrictos, el monopolio natural es la distribución de la energía por los cables o el negocio de los cables que incluye tanto a la transmisión comoa la distribución. Actividades tradicionalmente asociadas a la distribución, tales como la medición, facturación, cobranza y comercialización, pueden ser actividadescompetitivas.

Es responsabilidad del Directorio velar por el cumplimientode las disposiciones que le señalan la Ley, su Reglamento,las Normas Técnicas, las demás disposicionescomplementarias y el Estatuto del COES. Las funcionesbásicas del COES son:

1. Planificar la operación del SINAC y comunicar a losIntegrantes los programas resultantes para que operen susinstalaciones de acuerdo a ellos.

2. Controlar el cumplimiento de los programas de operacióny coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones.

3. Calcular los costos marginales de corto plazo del SINAC,de acuerdo al procedimiento que establece la Ley y elReglamento.

4. Calcular la potencia y energía firme de cada una de lasunidades generadoras que pertenecen a los Integrantes, deacuerdo al procedimiento que establece la Ley y elReglamento.

5. Garantizar a los Integrantes la compra o venta de energía,cuando por necesidades de operación económica del SINAC,se requiera la paralización o el funcionamiento de sus unidadesfuera de la programación. Estas transacciones se efectuarána costos marginales de corto plazo del SINAC.

6. Garantizar a todos los Integrantes la venta de su potenciacontratada, hasta el límite de su potencia firme, a precioregulado.

Es importante señalar que como parte de las Reformas deSegunda Generación el Ministerio de Energía y Minas revisala posibilidad de incorporar al Comité de Operación Económicadel Sistema (COES) a representantes de las empresas dedistribución, de los clientes libres y del Estado y analiza laconveniencia de mantener el actual sistema de POOL o demigrar a uno de tipo ISO (Operador Independiente delSistema).

La Ley28 establece la existencia de dos regímenes deprecios, que son:

• Precios Libres por medio de contratos donde se pactanlibremente los términos y condiciones entre las partes, y

• Precios Regulados que se pueden transar a través decontratos o a través de tarifas establecidas por OSINERG.

Nótese que no existe un mercado de corto plazo, tambiénllamado “Spot” o de diferencias como ocurre en la mayoríade los países. En Suramérica este mercado está basado enel despacho por costo marginales de corto plazo y unaremuneración a la potencia. Las reformas de segundageneración consideradas consideran el desarrollo de estemercado.

Tanto los Precios libres como los regulados deben ser definidoscon base en criterios de reconocimiento de costos deeficiencia, los cuales se estimarán considerando que laactividad de:

• Generación es la encargada de la producción de energíay provisión de potencia al sistema, siendo una actividaddonde existe libre acceso y mínimas barreras a la entrada,buscándose proveer al sistema al mínimo costo de generación.

• Transmisión es la encargada de "transportar" la energíadesde los centros de producción hasta los centros de consumo,en los niveles de alta y muy alta tensión. Es una actividadregulada que sólo reconoce inversiones óptimas por mediodel reconocimiento del Valor Nuevo de Reemplazo y pormedio de el menor canon para las expansiones yprivatizaciones. Se fomenta la inversión privada en laexpansión de las líneas de transmisión cuando el sistema lorequiere, a través del concurso público en la licitación deobras bajo el esquema BOOT29 (construir - ser propietario- operar - transferir al final de la concesión) asignada al postorque requiera la menor remuneración anual garantizada.

28. Ley de Concesiones Eléctricas 25844, Artículo 8.

29. El contrato es suscrito entre el Estado Peruano, a través del MEM, y la Empresa ganadora de la licitación, previo otorgamiento de la concesión por la DirecciónGeneral de Energía, cuyo plazo se define al momento de otorgar la misma, que en la práctica ha sido de aproximadamente 33 años. En el contrato se establecenlos derechos y obligaciones de las partes, así como las normas y procedimientos que regirán entre ellos para el diseño, suministro de bienes y servicios, construccióny explotación de la línea de transmisión eléctrica, la prestación del servicio, remuneración y factores de ajuste, y la transferencia de todos los bienes al Estadoal terminar la concesión.

4. Regímenes de Precios y Mercados

Eléctricos


Este tema de la expansión en Transmisión, también formaparte de las Reformas de Segunda Generación en donde elMinisterio de Energía y Minas determinó la necesidad decontar con una entidad encargada de la planificación yexpansión futura del Sistema de Transmisión, y la futuraestructuración de un único régimen legal aplicable a latransmisión, dado que esta actividad actualmente está reguladapor la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; porlos Contratos BOOT, como son los casos de Transmantaro,Redesur, ISA-Perú y por el Contrato de Concesión de losSistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN-ETESUR,celebrado entre el Estado Peruano y REP.

• Distribución, es la encargada de entregar la energía enlos niveles de mediana y baja tensión a clientes finales. Esuna actividad regulada en donde la remuneración se definecon base en una empresa de referencia con costos eficientes("yardstick competition"), lo que le genera incentivos para sereficiente, ya que logrará una rentabilidad mayor si superaraciertos estándares en el período en que éstos estén vigentes.

• Comercialización, es la encargada de la facturación,medición y atención al usuario final, entre otras tareas. Aunquees considerada como potencialmente competitiva, el marcoregulatorio la incluye actualmente dentro de la actividad dedistribución, funcionando como un solo negocio.Dada la existencia de estos regímenes de precios (Libres yRegulados), se han dado diferentes transacciones en elmercado eléctrico, entre las que destacan:

• Mercado libre, para las transacciones entre clientes mayores,definidos actualmente como aquellos con demandassuperiores a 1 MW 30 , y las empresas suministradoras deelectricidad que puedan ser generadoras o distribuidoras. Elprecio, volumen y condiciones a transar son libres y sinintervención del Estado a través de contratos. Los contratos,sin embargo, son conocidos por OSINERG bajo términos deconfidencialidad.

• Mercado de Oportunidad. Funciona para transaccionesde corto plazo entre generadores a fin de cubrir lasdesviaciones entre la energía contratada y la energía realmentedemandada a mínimo costo31 . Las condiciones decontratación son libres entre las partes sin intervención delEstado. Este tipo de mercado no está definido de formaexplicita en los instrumentos que regulan el sector. El mismo

consiste en las negociaciones entre empresas generadoraspertenecientes al sistema interconectado cuyo despacho decarga es efectuado por el Comité de Operación Económicadel Sistema (COES). Las transacciones se realizan al costomarginal instantáneo correspondiente a la operación real delsistema en el período de la transacción. Este precio se registracada 15 minutos.

• Mercado de Servicio Público, destinado actualmente aclientes con consumos menores a 1MW. Adicionalmente, seconsiderarán en este grupo a aquellos clientes con unademanda superior a 1MW, cuando sus suministros seanabastecidos mediante un sistema eléctrico que no pertenezcaal COES. Los precios máximos son fijados por OSINERG, apartir del costo marginal de corto plazo de la generación y elvalor agregado de transmisión y distribución de loscorrespondientes sistemas económicamente adaptados.Estos mercados operan a través de contratos de suministrode electricidad, que se realicen entre los actores participantesdel Sector Eléctrico, los cuales pueden ser:

• Contratos de compra - venta de energía entre generadores;

• Contratos de suministro de energía de generador a cliente;

• Contratos de suministro de energía de generador adistribuidor;

• Contratos de suministro de energía de distribuidor a cliente;Dependiendo del volumen de potencia y energía que setranse, estos contratos se pueden dividir en:

• Contratos Minoristas, donde se transan pequeñascantidades de energía, que serían entre actores que nopueden competir, como son los casos de la transmisión ydistribución, así como aquellos clientes con demandasmenores al límite establecido en la Ley.Estos contratos sonregulados por OSINERG e incluyen los siguientes elementos:

• Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas deTransmisión y Distribución;

• Las ventas de energía de generadores a concesionarios dedistribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; y,

• Las ventas a usuarios del Servicio Público de Electricidad.

30. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctr icas. Decreto Supremo N° 009-93-EM, de fecha 19-02-1993. Art ículo 2.

31. Las reformas de segunda generación propuestas incluyen ampliar el mercado de oportunidad a las distribuidoras y grandes clientes. Esto traerá comoconsecuencia cambios institucionales, en particular en el funcionamiento y organización del COES.


Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Estadística Eléctrica EVOLUCIONES 1995-2002

Distribuidoras

Generadores

Para uso propio

Consumo Total20.00018.00016.00014.000

12.00010.000

8.000

6.0004.0002.000

01995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

13.623 14.30315.056 15.775

16.27517.140

18.200 19.283

8.674 8.7719.378

9.879

10.199

10.763 10.522 11.120

3.774 3.9723.073

4.130

4.3934.782

6.1066.651

1.5131.5711.5951.6831.7672.6051.5601.176

Gráfico 18. Distribuidoras - Evolución del Consumode Energía Eléctrica en GWh

Gráfico 19. Generadores - Evolución del Consumode Energía Eléctrica en GWh

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

01995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Regulado Libre Subtotal

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.

Estadística Eléctrica EVOLUCIONES 1995-2002

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

1.1761.560

3.073

4.1304.393

4.782

6.1066.651

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Estadística Eléctrica

EVOLUCIONES 1995-2002


7. Actividad de Distribución

6.5.2 Perú-Bolivia 64

Los estudios para concretar el proyecto para la interconexiónentre Perú y Bolivia fueron entregados a los gobiernosperuanos y bolivianos, como parte de una propuesta realizadapor las empresas Red Eléctrica del Sur (REDESUR) y laempresa Transportadora de Electricidad (TDE), pertenecientesa cada país respectivamente, las cuales son administradaspor el mismo grupo empresarial, representado por Red��

Estas empresas proponen trabajar conjuntamente en laInterconexión Perú-Bolivia, dado que Red Eléctrica del Sures la empresa que opera la interconexión de las líneas detransmisión en la zona sur de Perú, y la empresaTransportadora de Electricidad de Bolivia es la que tiene bajosu responsabilidad la interconexión si está se produce.

El proyecto consistiría en la unión de las subestaciones de220 kilovatios de Puno con las de 230 kilovatios de Kenko(Bolivia). De esta manera el punto inicial sería Puno, el puntode unión de las fronteras le correspondería a desaguaderoy el punto final sería en la Paz. De hacerse este trazado, laslíneas tendrían un recorrido de aproximadamente 240��

La parte que se considera de mayor costo para el desarrollodel Proyecto es la asociada a la conversión de frecuencias.El Perú trabaja con 60 hertz mientras que Bolivia, al igualque Brasil y Chile, trabaja con 50 hertz. En este sentido, serequiere invertir un convertidor de frecuencias que se instalaríaen Desaguadero, representando el 50% de una inversióntotal de entre 60 y 80 millones de dólares. Existen variasalternativas para manejar el financiamiento del Proyecto,entre las cuales se encuentran establecer un contrato entreun cliente peruano (un distribuidor) y un suministrador boliviano(generador), y subastar al mejor postor el uso de las líneasde transmisión entre ambos países, siendo el que gane lalicitación el que financie la obra. Adicionalmente se encuentrala integración comercial de los dos mercados bajo la Decisión536 de Comunidad Andina de Naciones, firmado en Diciembre��

Se requiere hacer estudios más detallados para definir lafactibilidad técnica y económica de estas interconexiones ylos beneficios para los países involucrados tomando en cuentaque en los tres países existe importante reserva de capacidadinstalada y abundancia de recursos de gas natural.

En el caso de Brasil, debido a las grandes distancias a lossistemas interconectados brasileros, se estaría hablando deinterconexión de algunos sistemas aislados de Brasil con elsistema peruano. Se estarían disponiendo los estudioscorrespondientes apara afinar estas posibilidades.

El Consumo de Energía Eléctrica en GWh, por ventas aclientes finales, ha presentado una tendencia creciente duranteel período 1995-2002, con un crecimiento interanual promediode 5%. La evolución de las ventas a los clientes finales haseguido el patrón del incremento del nivel de competenciaentre las distintas actividades que llevó a la reducción deprecios descrita en capítulos anteriores. En particular, seobserva un incremento en la eficiencia de la generación para�� 65, al pasar de 28% en 1995 a tan solo 8% en2002. Por el otro lado, la participación de las ventas a clientesfinales realizadas por Distribuidoras se redujo de 64% en1995 a 58% en 2002 y la venta entre generadores pasó de9% en 1995 a 34% en 2002 reflejándose una optimizacióndel uso de la capacidad instalada.66

En el Gráfico 17 se puede observar las tendencias explicadas.

La evolución del consumo de energía eléctrica para clientesfinales de las empresas distribuidoras ha presentado uncrecimiento interanual promedio de 4% para el período 1995-2002, destacándose un decrecimiento de 2% en 2001. Estareducción podría explicarse por la tendencia creciente delconsumo de clientes finales de los generadores, el cual fue parael mismo período, de 33% interanual promedio, y en específicode 97% en 1997 y 28% en 2001. (Ver Gráfico 18 y Gráfico 19)

64. Nota de Prensa. Conexión eléctrica con Bolivia costaría unos US$ 80 millones. Fecha 01-09-2003.

65. Generación para uso propio es la utilización de la infraestructura para alimentar servicios auxiliares en el proceso de producción. Esto podría incluir la generaciónde vapor para la venta a terceros que podría verse reducida por autogeneración que no entraría en estos cálculos porque no es requerido reportarse. Dado elcrecimiento del consumo registrado y las mayores presiones competitivas, sin embargo, se estima que estos montos son relativamente pequeños.

66. Las ventas entre generadores eventualmente son consumidas por los consumidores finales. Debido a que un generador puede tener un contratos firmadocon una distribuidoras pero que podría haber generación más eficiente, resulta más rentable a ese generador comprar la energía que producirla. En caso dehidrologías abundantes y oferta hidroeléctrica creciente, como puede verse en la sección anterior, los costos marginales podrían ser significativamente menores.Por el otro lado, existen factores técnicos que incentivan la venta entre generadores, tales como los arranques y las paradas, en particular de las unidades devapor. Adicionalmente, dada la reserva significativa del sistema, es más barato comprar en el mercado ocasional dado que en esta circunstancia solo se remunera(adicionalmente a la potencia) a la energía hidro cuyo costo marginal es más bajo y en ciertas horas es la que fija el precio por ser la unidad de punta del sistema.

• Contratos Mayoristas, donde se transan grandescantidades de energía, que serían entre actores que puedencompetir como es el caso de los generadores, así comoaquellos clientes con demandas mayores (actualmente 1MW) que son considerados libres, o los casos en que laempresa distribuidora comercialice la electricidad a sus��

Los Contratos que se celebren en un régimen de libertad deprecios, entre las partes, deben presentar de manera separadalos precios acordados para cada una de las actividades(Generación, Transmisión y Distribución), así como los nivelesde calidad establecidos en la Norma Técnica de Calidad delos Servicios Eléctricos32 , para permitir la comparación delos precios regulados y libres, los cuales no pueden diferir��33 . Estos contratos deben ser de dominiopúblico y conocidos por OSINERG. El objetivo de establecerla comparación de precios en referencia, es recoger en losprecios regulados las señales de los precios libres, ya quese asume que estos últimos son "el resultado de un procesocompetitivo, que la regulación pretende emular en aquellossegmentos de consumidores que no tienen posibilidad denegociación por su nivel de consumo"34.

En los casos en que los Distribuidores comercialicen laenergía de sus clientes, está energía se considerará como

una Compra en Bloque. Está compra se efectuará en la Barrade Referencia del Generador, razón por la cual no estarásujeta a regulación de precios. Sin embargo, el precio quese fije en este punto, entre el generador y el distribuidor será��35 , al precio de la Barra de Referenciade Generación más representativa, siendo este el precio decompra de todos los clientes que abastece la distribuidoraa través de contratos36.

4.1 Evolución de los Precios Medios de EnergíaEléctrica a Clientes Finales

En el Gráfico 10 se puede observar la evolución de preciospara el período 1995 a Septiembre de 2002. Se puedeapreciar una tendencia significativa hacia la baja debido alas presiones competitivas por la entrada de nuevosgeneradores, así como los ciclos asociados a una mayordisponibilidad de agua en los embalses. Debido a que lasunidades son despachadas a sus costos marginales auditadosy los costos marginales de las unidades hidráulicas sonmenores en épocas de alta pluviosidad, los precios siguende cerca el comportamiento de los embalses. Se espera quela tendencia a la baja continúe en el corto y mediano plazodebido a la entrada de nueva generación utilizando comocombustible el gas natural de Camisea, el cual es máseconómico que el diesel o búnker utilizado actualmente.


1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

11,00

10,00

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,00

10,15 10,38 10,14

8,748,31

8,81 8,80

8,258,39

8,658,18

7,056,80 7,16 6,86

5,98

5,09 5,34 5,424,95 4,93

5,224,75

4,65

Total

Regulado

Simple

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Estadística Eléctrica EVOLUCIONES 1995-200. Página Web: http://www.mem.gob.pe/wmem/estadis/sse/evolucion/evolucion.pdf

32. Decreto Supremo N° 020-97-EM. "Normas Técnicas de Calidad de los Servicios Eléctricos.

33. Art. Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844.

34. OSINERG, Reporte Estadístico del Mercado Libre de Electricidad, marzo 2003. Para efectuar la comparación de precios se define el procedimiento definidoen el Artículo 129° del Reglamento de la Ley de Concesiones eléctricas.

35. Conforme a lo establecido en el Artículo 129° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 25844.

36. Artículo 4 y Disposición Final, del Reglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios, publicado en el DecretoSupremo N° 017-2000-EM de fecha 18.09.2000.


En el Gráfico 11 y el Gráfico 12 se puede observar la evoluciónde los Precios Medios de Energía Eléctrica a Cliente Finalpara Distribuidoras y Generadores, respectivamente, para elperíodo 1995 a Septiembre de 2002. Se pueden apreciarvarias diferencias importantes con el gráfico anterior. Enprimer lugar, se puede apreciar que cuando un cliente librecompra directamente en el mercado de clientes sin pasarpor la distribuidora, puede obtener precios más bajos. ASeptiembre de 2002, este precio sería un 10% menor. Tambiénse puede observar que el precio al cliente libre se ha mantenidoen una banda más o menos estable mientras que el delconsumidor regulado (el cual es el mismo entre ambasgráficas) ha venido cayendo progresivamente a partir de laprivatización de las distribuidoras. De la misma manera sepuede apreciar el efecto de buscar el cumplimiento de laregla de no separación del precio entre el mercado libre y elregulado en más de 10%. También se puede apreciar queexiste una convergencia de ambos mercados, indicando lapreparación que están haciendo las distribuidoras paracompetir dentro de los nuevos límites potenciales para losclientes libres como parte de las reformas de segundageneración.

4.1.1 Proyección Precios de Electricidad a ClientesFinales incorporando el efecto por utilización del Gas deCamisea

En el concurso público para la transferencia al sector privadodel contrato de suministro de gas del proyecto Camisea37

participaron las siguientes empresas: Etevensa (España),Enersur (Bélgica), Egenor (Estados Unidos), Electroandes(Estados Unidos), Termoselva (Estados Unidos), GeneralElectric (Estados Unidos) y Promigas (Colombia). La empresaEtevensa, en agosto de 2003 suscribió un contrato 'take orpay' para usar el gas de Camisea en su planta de generacióneléctrica. Etevensa ganó el contrato que estaba en manosde Electroperú, tras ofrecer vender a 23,90 dólares elmegavatio/hora de energía que producirá en una plantatérmica que usará el gas. La oferta fue menor al precio basede 24,3 dólares, según los términos de la subasta.

El contrato con Etevensa contempla la compra de 70 millonesde pies cúbicos diarios de gas de la reserva de Camisea. Seplanea invertir unos 100 millones de dólares para adecuar suplanta termoeléctrica en Ventanilla, a norte de la ciudad de Lima,al uso del gas. La adecuación de la planta, que deberá teneruna potencia mínima de 250 megavatios en una primera etapa,estará lista en agosto del 2004, cuando se prevé que el gas deCamisea llegará a Lima, según los términos del contrato.

37. Siete Compañías Interesadas En Gas De Electroperú (Expreso - 13). Febrero de 2003.

Gráfico 12. Evolución de los Precios Medios de EnergíaEléctrica a Cliente final en Ctvo US$/ kWh - Generadores

Libre

4,00

4,20

4,40

4,60

4,80

5,00

5,20

5,40

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

4,24

4,54

5,21

4,894,35

5,16

4,54

4,35

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Estadística Eléctrica EVOLUCIONES 1995-200.Página Web: http://www.mem.gob.pe/wmem/estadis/sse/evolucion/evolucion.pdf



11,00

10,00

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,001995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003

10,15 10,38

8,74

10,14

8,31

8,81 8,80

8,25

8,969,38

9,16

7,95

7,63

8,05

8,20

7,53

5,545,96

5,735,05 5,07

5,34 5,445,10

Total LibreRegulado

• La demanda servida exclusivamente por instalaciones delsistema secundario de transmisión, pagará una compensaciónequivalente al 100% del Costo Medio anual de las respectivasinstalaciones. Esta compensación que representa el peajesecundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medioanual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/ode Energía, o al Precio de Generación pactado libremente,según corresponda. El peaje secundario unitario es igual alcociente del peaje secundario actualizado, entre la energíay/o potencia transportada actualizada, según corresponda,para un horizonte de largo plazo.

El horizonte de largo plazo para determinar el peaje secundariounitario será un período de quince (15) años. Para ladeterminación del componente de inversión del Costo Mediose considerará una vida útil de las instalaciones de transmisiónde treinta (30) años y la tasa de actualización de doce porciento fijada en el Artículo 79° de la Ley de ConcesionesEléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serándeterminadas para cada concesión.

Las compensaciones por el uso de las redes de distribuciónserán equivalentes al Valor Agregado de Distribución delnivel de tensión correspondiente, considerando los factoresde simultaneidad y las respectivas pérdidas. El Valor Agregadode Distribución considerará la demanda total del sistema dedistribución.

6.5 Interconexiones Internacionales

6.5.1 Perú-Ecuador 63

La inversión total para la interconexión eléctrica entre Perúy Ecuador asciende a 138.8 millones de dólares, debiendoinvertirse 15 millones en la primera etapa, cuya ejecuciónestá por iniciarse; 26.6 millones en la segunda etapa y 97.2millones en la tercera etapa.

La primera etapa, con una capacidad de diseño de 100megawatts, comprende la construcción de una línea detransmisión en 230 kilovoltios, con una longitud aproximadade 56 kilómetros en territorio ecuatoriano, desde la SubestaciónMachala hasta la frontera, y 58 km en territorio peruano. Paraesta primera etapa sin subestación convertidora, la operaciónradial se presenta como la más conveniente para esta

interconexión eléctrica. Ella consistiría separar una porcióndel sistema ecuatoriano de su sistema principal y alimentaresta demanda desde el sistema peruano o viceversa. Deacuerdo a estudios que se han hecho con el esquema deuna operación radial, la exportación de energía eléctrica porel Perú se haría trasladando aproximadamente 85 MW de lademanda la empresa EMELORO de Ecuador al sistemaperuano. Esta operación se llevaría a cabo solamente dediciembre a mayo.

El esquema de financiamiento para la ejecución de las obrasde interconexión eléctrico entre los dos países, en el casodel Perú, es inversión privada, por el compromiso de inversiónde Red de Energía del Perú (REP), como resultado delproceso de concesión de Etecén y Etesur, empresas detransmisión eléctrica.

En noviembre de 2002 se suscribió el Convenio para laConstrucción, Operación y Mantenimiento de la InterconexiónInternacional Ecuador-Perú a 230 kilovoltios entre la CompañíaNacional de Transmisión Eléctrica de Ecuador y Red deEnergía del Perú S.A.En el caso de Ecuador, en cambio, esinversión del Estado, debiendo Transelectric - la transportadorade energía eléctrica de Ecuador- ejecutar el tramo en elterritorio ecuatoriano. El financiamiento para la realizaciónde este proyecto se incluyó en la tarifa de transmisión deambos países.

La capacidad de transporte será de 100 MW. La inversiónde la parte peruana ascenderá a 7.5 millones de dólares, yserá asumida por Red de Energía del Perú, de acuerdo conlos compromisos de inversión establecidos en el mencionadoContrato de Concesión. Respecto de las condicionescomerciales, el tramo ecuatoriano será remunerado deacuerdo con la tarifa de transmisión aprobada por el ConsejoNacional de Electricidad de Ecuador y a beneficio exclusivode la Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica(TRANSELECTRIC S.A.). El tramo peruano será remuneradoa Red Peruana de Transmisión, conforme a lo establecidoen el Contrato de Concesión.

Los Operadores del Sistema Interconectado Eléctrico,CENACE en Ecuador y COES en el Perú, definirán un acuerdooperativo como caso especial del acuerdo operativo generalcon Venezuela, Colombia y Ecuador.

63. Informativo N° 1. Dirección General de Electricidad. Marzo 2003.


6.3.1 Procedimiento de Cálculo del Ingreso Tarifariocorrespondiente al Sistema Principal de Transmisión

El Ingreso Tarifario estará conformado por un Ingreso Tarifariopor Energía y un Ingreso Tarifario por Potencia. Laresponsabilidad de realizar el cálculo de los ingresos tarifarioscorrespondientes a cada tramo de transmisión del SistemaPrincipal es del COES mediante el siguiente procedimientodefinido en el Reglamento de la Ley59 :

a. Determinará la energía y la potencia máxima en las barrasde retiro;

b. Determinará el monto total que resulte de valorizar todala energía y la potencia máxima en la barra de retiro, aplicandolas respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el peaje unitario;

c. Determinará la energía y la potencia máxima en la barrade entrega;

d. Determinará el monto total que resulte de valorizar todala energía y la potencia máxima en la barra de entrega,aplicando las respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el peajeunitario;

e. El Ingreso Tarifario por Energía será igual a la diferenciaresultante de los montos correspondientes al transporte deenergía obtenidos en los incisos d) y b), siempre que dichadiferencia sea positiva. En caso de ser negativa, el IngresoTarifario será igual a cero; y,

f. El Ingreso Tarifario por Potencia será igual a la diferenciaresultante de los montos correspondientes al transporte depotencia obtenidos en los incisos d) y b), siempre que dichadiferencia sea positiva. En caso de ser negativa, el IngresoTarifario será igual a cero.

El ingreso Tarifario Esperado de cada Transmisor Principalle será pagado mensualmente por los generadores enproporción directa de sus Ingresos por Potencia. El saldoresultante de la Transferencia Total de Energía, entre losgeneradores, originado por el uso de la Red de Transmisión

Principal, será asignada a los generadores en función de suingreso por potencia. OSINERG fijará el Ingreso TarifarioEsperado, así como las fórmulas de reajuste.

6.3.2 Procedimiento de Cálculo del Peaje por Conexióncorrespondiente al Sistema Principal de Transmisión

El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Totalde Transmisión y el Ingreso Tarifario. Este peaje dividido porla Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a losclientes, se denomina Peaje por Conexión Unitario y esconsiderado en la determinación del Precio Básico de laPotencia de Punta en Barra, necesario para la fijación deTarifas en Barra. OSINERG determinará el Peaje por Conexióny el Peaje por Conexión Unitario, así como las fórmulas dereajuste.

El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal le serápagado mensualmente por los generadores en proporción ala recaudación por Peaje de Conexión, en la mismaoportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado.60

El COES determinará mensualmente la recaudación Totalpor Peaje por Conexión, según el procedimiento61

"Compensaciones al Sistema Principal de Transmisión".

6.4 Remuneración Sistema Secundario deTransmisión

Las compensaciones por el uso de las redes del sistemasecundario de transmisión o del sistema de distribución seránreguladas por OSINERG. En los casos que el uso se efectúeen sentido contrario al flujo preponderante de energía, no sepagará compensación alguna62 . El procedimiento para ladeterminación de las compensaciones y tarifas para lossistemas secundarios de transmisión, será el siguiente:

• El generador servido por instalaciones exclusivas del sistemasecundario de transmisión, pagará una compensaciónequivalente al 100% del Costo Medio anual de la respectivainstalación. El pago de esta compensación se efectuará endoce (12) cuotas iguales;

59. Reglamento de la LCE 25844, Artículo 135°.

60. Reglamento de la LCE 25844, Artículo 137°

61. Elaborado por el COES-SINAC, denominado: "Compensaciones al Sistema Principal de Transmisión, Procedimiento Técnico del Comité de OperaciónEconómica del SINAC N° 23. Aprobado EN S.D. N° 99 del 17 junio de 1999.

62. Ley de Concesiones Eléctricas 25844, Artículo 62°.

En una segunda etapa, en un plazo de 36 meses, la potenciade la planta deberá elevarse a 312,5 megavatios. El contratocontempla que Etevensa tendrá por 7 años como clienteasegurado a Electroperú, que aporta el 32 por ciento de laenergía del país.

La utilización del Gas proveniente de Camisea reduce demanera significativa los costos de generación de la energíaeléctrica, como consecuencia de ser un combustible de menorprecio que pasa a sustituir combustibles más costosos comoel Diesel o los Residuales. Se estima38 que el millón de BTUpara el sector eléctrico tendrá un costo de $ 1,92 (es de $3,15 dólares para otros sectores) mientras que el precio delpetróleo residual es de 3,58 $/MMBTU; del residual es de3,74 $/MMBTU y del diesel 5,32 $/MMBTU.

Consultores como "Apoyo Consultoría S.A." estiman que elcosto marginal de producción de electricidad en Perú dadopor las plantas térmicas, para el período 2002-2033, serámenor en 30% de lo que se tendría sin el Proyecto deCamisea, lo que se traduce en unos ahorros a valor presenteneto por unos 3.3 MM US$. (Gráfico 13)

5.1 Descripción

La producción de energía en Perú para el año 2002 fue21.938 GWh, de los cuales un 81% fue de generación hidráulicay un 19% utilizando combustibles fósiles. Su capacidadinstalada, sin considerar los sistemas aislados, fue 5.918 MW,de los cuales 50% es hidroeléctrica y 50% es térmica, comose puede observar en los Gráfico 14 y Gráfico 15.

38. Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa de fecha 11 de febrero de 2003.



5. Actividad de Generación

Gráfico 13. Diferencias entre los costos de generación de electricidad con y sin Camisea (2002-2033)

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

Mar

gina

l Cos

t (us

$mwh

)

15

20

2530

3540

45

50

55

Including CamiseaNot including Camisea

Años

Fuente: Apoyo Consultoría S.A.

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Información Estadística Económica Energética 1990-2002


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

TérmicaHidroeléctrica


0

2000

4000

6000

10000

12000

14000

18000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

8000

16000


Las empresas que generaron mayor cantidad de energía enel año 2002 fueron Electroperú con 34,9%, Edegel con 21,9%y Egenor con 10,4% del total de producción de energíatermoeléctrica e hidroeléctrica.

El parque de generación de Perú para el año 2001, estabaintegrado por 459 centrales eléctricas, de las cuales 164 soncentrales hidroeléctricas (80% operan para el mercadoeléctrico y 20% para uso propio) y 295 son termoeléctricas(62% para el mercado eléctrico y 38% para uso propio). LasCentrales Térmicas utilizan: combustible residual, diesel, gas

natural y carbón. Estas centrales pueden ser grupoelectrógeno, turbinas a gas, turbinas a vapor o cicloscombinados. En el Cuadro 3 se presentan las unidades deGeneración Hidráulicas y Térmicas de las principalesempresas del mercado eléctrico.

En el Anexo 1 se presenta el listado de las centrales térmicase hidráulicas existentes en Perú en el año 2001, los mapasde ubicación de las mismas y los proyectos de centraleshidráulicas39. En Perú existen fuentes alternativas degeneración eléctrica, como son la eólica, geotérmica y solar.

39. http://www.mem.gob.pe/wmem/publica/ps/atlasminenergía2001/FRAME_PRINCIPAL.HTM

EL: GRUPO ELECTROGENO TG: TURBINA A GAS TV: TURBINA A VAPOR CC: CICLO COMBINADO

* Empresa asociada a entidades generadoras del COES, artículo 82° del reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas1 Las centrales y grupos eléctricos estan representadas por TERMOSELVA S.R.L.2 Las centrales y grupos eléctricos estan representadas por Empresa de Electricidad de los Andes S.A.

123456789

1011121314151617181920212223242526272829

30313233343536373839


14

24

8113

1102028

86

234523

21

567222

225511

38

56

2

4

2

2

1

2

3

5

3

1

1

TérmicasN° de Grupos

11713

58156

17427

1915

11

221212

121111

1411

N°

Centrales

4

12765

16

131

176

1812

2

4

26221

1

1

111

4

29

181211

21218

13410301810

16

814

352

1

3

216

N° Centrales N°Grupos

Hidráulicas

416

382420

1251

123246114033754112

116

825

912

4261

2958142

5421

Número de

Grupos

412989

6316

1230

519133727

314

28433121

1212111

2511

Número de

Centrales

Aguaytía Energy del Perú S.R.L. 1Arcata Energía S.A.A.BHP Billinton Tintaya S.A.*Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A.Duke Energy International - Egenor S.A.A.EDEGEL S.A.A.Edelnor S.A.A.Electro Oriente S.A.Electro Pangoa S.AElectro Puno S.A.A.Electro Sur Este S.A.A.Electro Sur Medio S.A.A.Electro Ucayali S.A.Electrocentro S.A.Electronoroeste S.A.Electronorte Medio S.A. - HIDRANDINAElectronorte S.A.Electroperú S.A.Electrosur S.A.Empresa de Electricidad de los Andes S.A.Empresa de Generación de Energía Eléctrica del Centro S.A.Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A.Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A.Empresa de Generación Eléctrica Machu Picchu S.A.Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A.Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A.Empresa Eléctrica de Piura S.A.Empresa Generación y Comercialización de Servicio Publicode Electricidad de Pangoa S.AEmpresa Municipal de Servicios Eléctricos Utcubamba S.A.C.Energía del Sur S.A.Generación Eléctrica Atocongo S.A.INADE - Proyecto Especial ChavimochicMinsur S.A. *Shougang Generación Eléctrica S.A.A.Sindicato Energético S.A.Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.TERMOSELVA S.R.L.TRUPAL S.A. *

Principales empresasNo.EL TG TV CC

TOTAL MERCADO ELÉCTRICO 314 693 132 261 182 395 21 15 1

Con el fin de alcanzar el objetivo de eficiencia, la Ley estableceque se debe cobrar por el uso de las instalaciones detransmisión mediante el costo marginal (valor de las pérdidasmarginales), mientras que la diferencia del costo medio nocubierta debe ser financiada a través del pago de peajes porconexión (costo fijo). Es decir, la tarifa por el "servicio detransmisión" es la suma del costo marginal y del costo fijo53.

Para el sistema principal, el peaje por conexión se definecomo la diferencia entre el costo medio de transmisión y elingreso tarifario. Por su parte, el peaje por conexión unitariose calcula dividiendo el peaje total del sistema de transmisiónentre la máxima demanda anual proyectada a ser entregadaa los clientes. Es importante notar que el modelo de fijaciónde tarifas de transmisión también asume un SistemaEconómicamente Adaptado.

El costo medio de transmisión comprende la anualidad delValor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisióny los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes,es decir, se reconocen costos estándares con base en lanoción de un sistema económicamente adaptado a lademanda. El peaje para los sistemas secundarios lo fijaOSINERG. Este mecanismo es adecuado comparado con laalternativa de que los propietarios y los distribuidores requierannegociar las compensaciones por el uso de las instalaciones.

6.3 Remuneración Sistema Principal de Transmisión

El costo total de transmisión considera la anualidad de lainversión y los costos estándares de operación ymantenimiento de un Sistema Económicamente Adaptado,entendiéndose por éste el sistema eléctrico en el que existeuna correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demandade energía, procurando el menor costo y mantenimiento dela calidad del servicio.

• Para la determinación del Sistema EconómicamenteAdaptado del Sistema Principal de Transmisión, se consideraráaquel dimensionamiento que corresponda a la potenciamáxima que transporte dicho sistema54 . La anualidad de lainversión se determinará multiplicando el Valor Nuevo deReemplazo, por el factor de recuperación de capital obtenidocon una vida útil de treinta años55 , y una la tasa deactualización de doce (12%) por ciento56 . Cada cuatro (4)años OSINERG procederá a actualizar el Valor Nuevo deReemplazo de las instalaciones de transmisión, con lainformación presentada por los concesionarios. En caso deobras nuevas o retiros, OSINERG incorporará o retirará surespectivo Valor Nuevo de Reemplazo57 . Los generadoresconectados al Sistema Principal de Transmisión abonaránmensualmente a su propietario, una compensación paracubrir el Costo Total de Transmisión58 .

53. En el caso de las líneas licitadas, donde se fijó la remuneración anual garantizada (RAG) por medio de una subasta, el valor de los costos variables se reducenpara lograr la RAG, resultando en valores muy bajos.

54. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 25844, Artículo 133. A pesar de que pareciera razonable limitar la remuneración a la capacidad efectivamenteutilizada, esta regla pudiese llevar a un dimensionamiento de la capacidad de transmisión menor a la realmente requerida. En primer lugar, debido a la singularidaden la expansión del sistema, es decir, que las expansiones se realizan en múltiplos que significan una proporción significativa del sistema, las empresas no tienenincentivos a realizar la expansión sino hasta que se llene la capacidad, lo que significa que el sistema va a estar permanentemente subdimensionado. En segundolugar, los costos de redespacho debido a limitaciones en la capacidad de transmisión podrían superar los costos de la transmisión. En tercer lugar, un sistemade transmisión robusto incrementa el nivel de competitividad del sector al reducir el poder monopólico que tienen las empresas. A pesar de que actualmente elsistema peruano se despacha por costos, las reformas de segunda generación prevén un mercado más competitivo y con transacciones de corto plazo dondeparticipa tanto la oferta como la demanda. Un sistema de transmisión deficitario podría incrementar los costos injustificadamente. Afortunadamente, las normaspara la expansión del sistema se están leyendo de forma amplia, diseñando el sistema con suficiente reservas para permitir el crecimiento de la demanda en elmediano plazo. Esto se evidencia en los requerimientos de inversión de las subastas realizadas recientemente.

55. Definida en el Artículo 134° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 25844

56. Fijada por la Ley de Concesiones Eléctricas 25844, en su Artículo 79.

57. Ley de Concesiones Eléctricas 25844, Artículo 77°. En caso de licitaciones, la remuneración anual garantizada está definida para todo el período de laconcesión por lo que no aplica esta norma.




La actividad de transmisión es un monopolio natural debidoprincipalmente a la existencia de economías de escala, locual implica que si se cobrara al costo marginal de cortoplazo, el operador del sistema de transmisión no podríafinanciar sus gastos en el largo plazo, ya que sus costosmedios de largo plazo son mayores a los correspondientescostos marginales.

Los costos incurridos por la empresa transmisora comprendenlos costos de inversión, operación y mantenimiento. El costomedio es el resultante de dividir la sumatoria de los costosde transmisión entre la cantidad de energía transportada. Enel Gráfico 16 se observa tanto el costo medio de corto plazocomo el de largo plazo; además el valor monetario de laspérdidas marginales y medias, cuya diferencia correspondeal ingreso tarifario como se explica más adelante.



Valor de laspérdidas marginales

Valor de laspérdidas medias

CmeCP

CmeLP

CmgLP

z

Y

X

Q1 Energía

Cos

tos

P0

P1

Cm

e

Fuente: http://www.osinerg.org.pe/osinerg/cte/publicacion/situtarifaria/InformeSitTar932000.pdf

AGUAYITAPARAMONGA NUEVAVIZCARRACALLAHUANCACAMPO ARMIÑOCAMPO ARMIÑOCAMPO ARMIÑOCAMPO ARMIÑOCHAVARRIACHAVARRIACHICLAYO OESTECHIMBOTECHIMBOTEGUADALUPEHUANCAVELICAHUAYUCACHIHUAYUCACHIICAINDEPENDENCIAINDEPENDENCIAINDEPENDENCIAOROYAPACHACHACAPARAMONGA NUEVHUACHOPIURA OESTEPOMACOCHASAN JUANSANTA ROSATALARAZAPALLALPARGSHA IITINGO MARIA

119120121122123124125126127128129130131132133134135136137138139140141142143144145146147148149150151152153154155157

TINGO MARIAVIZCARRATINGO MARIAPACHACHACAPOMACOCHAHUANCAVELICAINDEPENDENCIAPACHACHACAVENTANILLAVENTANILLAGUADALUPETRUJILLO NORTEPARAMONGA NUEVTRUJILLO NORTEINDEPENDENCIAZAPALLALCAMPO ARMIÑOMARCONAICASAN JUANSAN JUANPACHACHACAPOMACOCHAHUACHOZAPALLALCHICLAYO OESTESAN JUANSANTA ROSACHAVARRIAPIURA OESTEVENTANILLAHUANUCOHUANUCO

L-251L-253L-252L-222/223L-201/202L-204L-203L-219/218L-244/245L-246L-236L-232/233L-215L-234L-231L-221L-220L-211L-209L-207L-208L-224L-226L-213L-212L-238L-205/206L-2010/2011L-2003/2004L-248L-242/243L-120L-121

P

P

PP

PP

PP

P

220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0138.0138.0

73.3169.4150.0

72.8182.2

66.5247.3194.8

10.615.083.7

134.0221.2103.0180.8244.1

76.6155.0

55.2214.8216.3

21.613.555.5

108.5211.2112.226.4

8.5135.0

18.086.2

88.16

499.9499.9499.9400.0400.0400.0400.0400.0

600/800400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0677.3400.0400.0400.0398.9400.0600.0600.0400.0800.0188.3188.3

111221122112111111111111112221211

ETESELVAETESELVAETESELVA

ETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECENETECEN

No. Barra de Envío Barra de Recepción Código Anual Sistema Tensión (KV) Longitud (Km) Corriente Max. (A) No. De Ternas PropietarioNOMBRE


5.2 Metodología de Remuneración

La remuneración de la Actividad de Generación se realizacon base en el uso de los costos marginales de corto plazo(CMgCP) del sistema. Los costos marginales de corto plazorepresentan el costo en que se incurre para producir unaunidad adicional de energía, o alternativamente el ahorroobtenido al dejar de producir una unidad, considerando lademanda y el parque de generación disponible.

El uso de los costos de corto plazo supone que el parquegenerador está "económicamente adaptado" a la demanda.De acuerdo con la Ley40 un Sistema EconómicamenteAdaptado es aquel sistema eléctrico en el que existe unacorrespondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda,procurando el menor costo y manteniendo la calidad delservicio.

5.2.1 El Costo Marginal de Corto Plazo

En un sistema económicamente adaptado, el ingreso de lasempresas de generación proviene de la venta de energía alcosto marginal de la última unidad despachada (y no de loscostos propios), más el ingreso de la venta de toda la potenciapuesta a disposición del despacho al precio de potencia. Ladefinición de cada componente es la siguiente:


La programación del despacho de energía41 se realizatomando en cuenta los costos variables de generación paracada central eléctrica, por lo que aquella central que tiene elmenor costo variable es la primera en despachar. Para cuandola demanda de energía alcanza sus niveles más elevadosdurante el día, es decir, entre las 18:00 y 23:00 horas en elcaso de Perú, se encuentran funcionando aquellas unidadesgeneradoras que presentan costos más elevados.


El precio de potencia corresponde al costo de ampliar lacapacidad de generación para lograr la cobertura de lademanda durante las horas "punta", considerando que enesta circunstancia existe mayor riesgo de fallas en elsuministro. En términos operativos, este costo es la anualidadde la inversión más los costos de operación y mantenimientode una central de generación definida como la más eficientepor OSINERG. A nivel de empresas, la potencia únicamenteremunera los costos fijos de inversión de la unidad de puntamientras que para las otras unidades del sistema, parte desu costo fijo (que puede ser mayor a la unidad definida porOSINERG) es remunerado además por medio de los ingresospor venta de energía al precio de las unidades que seencuentran por encima de ellas en el orden de despacho42.

5.2.2 Fijación de Tarifa en Barra 43

La Tarifa en Barra se refiere al precio al que se realizan lastransacciones entre generador y distribuidor para abastecera los clientes regulados, y la misma considera los costos porel uso del Sistema Principal de Transmisión. Está tarifa sedetermina en dos etapas. La primera etapa fija el preciobásico de energía y potencia en la barra principal y la segundaetapa determina el precio de estos productos en las distintasbarras del sistema. Este procedimiento se debe a que lamayor concentración de carga se encuentra asociada a lasdistribuidoras que sirven a Lima y a que la topología de lared de transmisión no permite que se creen nodos consuficientes transacciones para que se pueda determinarprecios. Es por lo tanto necesario tomar como referencia unabarra principal y valorar las inyecciones y extracciones delas otras barras a partir de este punto. El precio en la barraprincipal se determina a partir del precio básico de la energíay de la potencia, los cuales se determinan así:

40. Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844

41. Costos de operación normalmente expresados para condiciones de máxima eficiencia de una unidad de generación, o según el régimen de operaciónrequerido, los cuales comprenden los costos var iables combust ib le (CVC) y los costos var iables no combust ib le (CVNC).

42. Debido a que la unidad eficiente del sistema tal como es definida por OSINERG es una unidad de gas a ciclo simple con costos fijos relativamente bajoscomparados con unidades más eficientes, por ejemplo de ciclo combinado, la remuneración de la potencia solo remunera parte de los costos de inversión. Estoes compensado, sin embargo, por la mayor eficiencia de su generación y por lo tanto menores costos que los de la unidad que fija los precios de la energía.Este valor oscila alrededor de los 9 $/kW-mes, siendo un valor que razonablemente remunera los costos de inversión de una planta térmica ajustado por el riesgopaís y riesgo sectorial de Perú.

43. Informe de la Situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000, Comisión de Tarifas de Energía. Página 27-28. Pág. WEB:http://www.osinerg.org.pe/osinerg/cte/publicacion/situtarifaria/InformeSitTar932000.pdf


a. El precio básico de energía: se define como un promedioponderado de los costos marginales de energía de cortoplazo (CMgCP) esperados para los próximos 48 meses,considerando la demanda de energía prevista, el parquegenerador existente y el programado, los precios de loscombustibles y el costo de falla.

b. El precio básico de potencia de punta: se refiere a laanualidad del costo de desarrollar la central generadora máseconómica para suministrar potencia adicional en horas dedemanda máxima anual del s istema eléctr ico.

Ambos precios básicos están asociados a una barra que sellama "barra base" y que se define como la barra donde estáconcentrada la mayor carga del sistema. Los costos asociadosal mantenimiento de reservas, dada la elevada proporciónde generación térmica y la consiguiente probabilidad de falla,están incluidos dentro de los pagos por potencia. Otrosservicios complementarios tales como control de generaciónautomática, entrega de reactivos y arranque en frío noparecieran ser remunerados.

Con base en el uso de modelos de optimización de laoperación del sistema se determinan los CMgCP para lospróximos cuarenta y ocho meses (Figura 3).

• La Etapa Dos consiste en expandir los precios básicos deenergía y potencia hacia las otras barras de referencia delsistema haciendo uso de las "pérdidas marginales" detransmisión y adicionando el "peaje por conexión", los cualesse definen así:

a. Pérdidas Marginales de Transmisión de Energía: Sonlas pérdidas de energía que se producen en el sistema detransmisión por el retiro de una unidad adicional de energía,en una Barra del Sistema de Transmisión Principal.

b. Perdidas Marginales de Transmisión de Potencia dePunta: Son las pérdidas de potencia que se producen en elSistema de Transmisión por el retiro de una unidad adicionalde potencia en una determinada Barra del Sistema deTransmisión Principal.

c. Peaje por Conexión: es la diferencia entre el Costo Totalde Transmisión y el Ingreso Tarifario.

Tanto las pérdidas marginales como el peaje por conexiónse utilizan para el cálculo de la retribución de la transmisión.Para entender la lógica subyacente en el uso de estasvariables, es necesario analizar las características económicasy tecnológicas de la Actividad de Transmisión, lo cual serealiza en el punto 6 de este informe.


Fuente: Informe de la Situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000, Comisión de Tarifas de Energía.

Hidrología

Proyección dela demanda

Programa deObras

Costos Variables

Costo deRacionamiento

CMgCP1 CMgCP2 CMgCP3

0 1 2 3 46 47 48


Cmgi + Qi(1 + r)n

Qi(1 + r)n

Precio Básico de Energía=

TINGO MARIAAUCAYACUMARCONA(*)MARCONA(*)TALARACAMPO ARMIÑOYAUPIYUNCANOROYA NUEVACARIPACARHUAMAYOPARAGSHAIOROYA NUEVAPACHACAYOMALPASOJUNINMALPASOMALPASOMAYUPAMPAMALPASOC.H OROYAOROYA NUEVACARHUAMAYOSHELBYCARHUAMAYOSHELBYSHELBY (HUARON)BUENAVISTAVISTA ALEGREBUENAVISTAVISTA ALEGREEXCELSIORPARAGSHA IDERIV. MILPOHUICRAOROYA NUEVAPACHACHACAPACHACHACAMARH TUNELCARAH. CONCCARAH MINASAN ANTONIOSAN CRISTOBALPACHACHACAALPAMINADUVAZPACHACHACAPACHACHACAMOROCOCHACASAP.NORTEMOROCOCHATICLIOCASAP.NORTECARLOS FRANCISCOANTUQUITOBELLAVISTAOROYA NUEVAPACHACHACAOROYA NUEVAOROYA NUEVACHICLAYO OESTECHIMBOTECHIMBOTE 1CHIMBOTE 2TERNA 1TERNA 2TERNA 3HUNCOMATUCANACALLAHUANCAPURUNHUASICHIMAYYANANGOREFINERIA DE ZINCREFINERIA DE ZINCCALLAHUANCACALLAHUANCAHUAMPANICALLAHUANCAMOYOPAMPAHUAMPANIMOYOPAMPAMOYOPAMPAMOYOPAMPATRUJILLO NORTE

343536373839404142434445464748495051525354555657585960616263646566676869707172737475767778798081828384858687888990919293949596979899

100101102103104105106107108109110111112113114115116117118

AUCAYUTOCACHESAN NICOLASSAN NICOLASZORRITOSRESTITUCIÓNYUNCANCARHUAMAYOCARIPACARHUAMAYOPARAGSHA IIPARAGSHA IIPACHACAYOYAURICOCHAJUNINCARHUAMAYOCARHUAMAYOCH OROYAOROYA NUEVAMAYUPAMPAFUNDICIONALAMBRÓNHUARON (SHELBY)BUENAVISTASHELBYBUENAVISTAEXCELSIORVISTA ALEGREEXCELSIORLA FUNDICIONSAN JUANPARAGSHA IDERIV.MILPOHUICRAGOYLLARCURIPATACURIPATAMARH TUNELCARAH. CONCCARAH MINASAN ANTONIOSAN CRISTOBALANDAYCHAGUAALPAMINADUVAZMOROCOCHAMOROCOCHAMOROCOCHACASAP.NORTECARLOS FRANCISCOTICLIOCASAP.NORTECARLOS FRANCISCOANTUQUITOBELLAVISTASAN MATEOPACHACHACASAN CRISTOBALPLANTA DE ZINCPLANTA DE ZINCCARHUAQUEROHUALLANCACHIMBOTE 2CHIMBOTE 2MALACASMALACASMALACASSANTA ROSACALLAHUANCACHAVARRIACALLAHUANCAYANANGOPACHACHACACHAVARRIACALLAHUANCAMOYOPAMPAHUACHIPAÑAÑANVA. CONDORCHOSICACALLAHUANCABALNEARIOSSALAMANCASANTA ROSA VCAJAMARCA NORTE

L-122L-124L-627L-628/629L-249L-228/229/230L-701 AL-701 BL-702 AL-702 BL-703L-704L-601 AL-601 BL-501 AL-501 BL-502L-503L-504 AL-504 BL-509L-513L-514L-514 BL-515 AL-515 BL-516L-517 AL-517 BL-518L-519L-520L-524 AL-524 BL-524 CL-525 AL-525 BL-526L-527 AL-527 BL-527 CL-527 DL-527 EL-528 AL-528 BL-528 CL-529L-530L-532 AL-532 BL-533 AL-533 BL-533 CL-535 AL-535 BL-535 CL-538L-539L-540L-541L-240L-103/104/105L-106L-107TALARATALARAEL ALTOL-2001/2002L-2007L-2008L-716L-256L-257L-2015L-2009L-611L-603L-654L-718L-673L-604L-606L-605L-601/602L-2260

138.0138.0

60.060.0

220.0220.0138.0138.0138.0138.0138.0138.0

69.069.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.0

220.0138.0138.0138.0

33.033.033.0

220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0

60.060.060.060.060.060.060.060.060.060.0

44.2107.8

15.215.2

137.82.2

14.053.220.553.539.6

1.637.863.937.327.464.718.6

3.417.0

2.40.9

22.96.4

22.95.5

18.17.14.82.12.71.21.03.5

24.69.68.92.57.93.61.51.97.17.92.81.3

12.912.913.0

1.26.76.31.21.63.97.0

18.217.1

2.72.5

83.081.0

8.68.66.06.0

35.762.022.555.4

0.849.089.421.436.412.940.8

7.99.70.8

23.546.442.039.8

100.0

188.3188.3404.1404.1600.0400.0774.8774.8574.8574.8574.8574.8373.2373.2291.0291.0291.0457.0457.0457.0515.0350.0291.0291.0291.0291.0291.0291.0291.0291.0291.0515.0311.8311.8311.8439.9291.0254.0219.4219.4219.4219.4219.4254.0254.0254.0254.0254.0291.0291.0291.0291.0291.0311.8311.8311.8350.0311.8575.0575.0300.0250.0397.5314.9314.9314.9314.9900.0500.0892.3

1000.0897.2997.2892.3892.3539.8389.7390.0539.0390.0384.9450.3450.3270.4300.0

ETECENETECENETECENETECEN

ELECTROPERÚELECTROPERÚ

ELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDES

EGENOREGENOREGENOREGENOREEPSAEEPSAEEPSA

EDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGEL

CONEHUA

No. Barra de Envío Barra de Recepción Código Anual Sistema Tensión (KV) Longitud (Km) Corriente Max. (A) PropietarioNOMBRE

1112131111111111111111111111111111111111111111111111111111111311111211111111111111111



Por el otro lado, si no se puede determinar quién hace unuso exclusivo del transporte, entonces el sistema se catalogacomo principal. Esto tiene implicaciones importantes sobrela distribución de los costos debido a que los costos delsistema secundario son sufragados por el actor que lo utiliza,mientras que el sistema principal es remunerado con lascontribuciones de todos los usuarios.

El Sistema Interconectado Nacional fue producto de laintegración de los Sistemas Eléctricos Interconectados delCentro Norte y del Sur, ocurrida a finales del año 2000. Lalongitud total de las líneas de transmisión de este sistemaalcanza los 13.789 Km., de las cuales 15% corresponde alíneas de transmisión principal y 85% a líneas de transmisiónsecundaria. Además, operan en Perú líneas de transmisiónen sistemas aislados con una longitud de 382 Km., haciendoun total en el ámbito nacional de 14.261 Km.

En los Cuadro 4, Cuadro 5 y Cuadro 6 se presentan laslíneas que conformaban el Sistema de Transmisión en el año2001, especificándose su nombre, nivel de tensión, longitudy propietario de las mismas, pudiéndose observar que losniveles de tensión existentes en Perú son 220 KV, 138 KV,69 KV, 60 KV, 50 KV y 33 KV.

En el Anexo 2 se encuentran archivos en PDF, contentivosde: el Mapa del Sistema Interconectado Nacional, Cuadrocon las características de las principales Líneas de Transmisiónexistentes y el listado de los proyectos de líneas detransmisión.


123456789101112131415161718192021222324252627282930313233



P

P

PP

PP

PP

P

220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0138.0138.0

73.3169.4150.0

72.8182.2

66.5247.3194.8

10.615.083.7

134.0221.2103.0180.8244.1

76.6155.0

55.2214.8216.3

21.613.555.5

108.5211.2112.226.4

8.5135.0

18.086.2

88.16

499.9499.9499.9400.0400.0400.0400.0400.0

600/800400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0677.3400.0400.0400.0398.9400.0600.0600.0400.0800.0188.3188.3

111221122112111111111111112221211





5.2.3 Los Modelos de Optimización de la Operación delSistema

La determinación del precio básico de energía parte con elcálculo de los CMgCP. Éstos se derivan de la aplicación demodelos de optimización que simulan la operación económicadel parque generador, obteniéndose del despacho óptimo,los CMgCP mensuales.

El Modelo de Optimización utilizado en Perú fue desarrolladopor OSINERG recibiendo el nombre de "PlaneamientoEstocástico con Restricciones en Sistemas Eléctricos"(PERSEO) el cual fue desarrollado para la programación yoperación eficiente del Sistema Interconectado Nacional.

El PERSEO es un modelo multinodal que considera variosembalses y permite evaluar el desempeño del sistema antediversos escenarios hidrológicos conformados con secuenciashidrológicas generadas a partir de los registros históricos.Además, refleja con mayor precisión las restriccionesoperativas y económicas de las unidades de generación, lasrestricciones de las instalaciones de transmisión entre otras.Dado el tipo de modelación y las restricciones consideradas,el modelo permite determinar de manera más refinada elplan óptimo de operación (energía, potencia, pérdidas,caudales regulados y turbinados, etc.), CMgCP en las barras,y otros costos del sistema como congestión y fallas.

5.3 Fijación de las Tarifas

Las Tarifas que serán aplicadas por el generador a undistribuidor de servicio público son las denominadas Tarifasen Barra, las cuales junto con sus respectivas fórmulas deajuste, son fijadas semestralmente por OSINERG y entranen vigencia en los meses de mayo y noviembre de cada año.

5.3.1 Comparación Tarifas en Barra y Precios Libre

Las tarifas en barra no deben diferir en más del 10% de losprecios libres vigentes, tal como se describió anteriormente,lo cual se verifica mediante el siguiente procedimiento decomparación definido en el Reglamento:

• Para cada usuario no sujeto a regulación de precios, sedeterminará un precio medio de la electricidad al nivel de laBarra de Referencia de Generación, considerando su consumoy facturación total de los últimos seis meses. La Barra deReferencia de Generación es la Barra indicada por OSINERGen sus resoluciones de fijación de Precios en Barra;

• Con los precios medios resultantes y sus respectivosconsumos, se determinará un precio promedio ponderadolibre;

• Para cada usuario no sujeto a regulación de precios, sedeterminará el precio medio teórico de la electricidad queresulte de la aplicación de los precios de potencia y de energíateóricos al nivel de la Barra de Referencia de Generación asus respectivos consumos. El precio teórico44 de la energíase calcula como la media ponderada de los precios de energía,y el consumo de energía de todo el sistema eléctrico paralos bloques horar ios def in idos por OSINERG.

• Con base en los consumos y los precios medios teóricosobtenidos, se determinará un precio promedio ponderadoteórico; y,

• Si el valor obtenido no difiere en más de 10% del valorobtenido para los precios libres, los precios de energíadeterminados serán aceptados. En caso contrario, OSINERGmodificará proporcionalmente los precios de energía hastaalcanzar dicho límite.

5.3.2 Procedimiento de cálculo de las tarifas en barra

El COES es el responsable de efectuar los cálculos de lasTarifas en Barra siguiendo el procedimiento previsto en laLey45 que se describe a continuación:

a. Proyectará la demanda para los próximos cuarenta y ochomeses y determinará un programa de obras de generacióny transmisión factibles de entrar en operación en dichoperíodo, considerando las que se encuentren en construccióny aquellas que estén contempladas en el Plan Referencialelaborado por el Ministerio de Energía y Minas;

44. Este precio teórico se calcula a partir de los parámetros de las unidades de generación, precios estimados de los combustibles para el período de referencia,aportes estimados para los embalses y los costos para llevar la energía a la barra de referencia.

45. Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844, artículo 47°.


b. Determinará el programa de operación que minimice lasuma del costo actualizado de operación y de racionamientopara el período de estudio, tomando en cuenta, entre otros:la hidrología, los embalses, los costos de combustible, asícomo la Tasa de Actualización al 12% real anual46;

c. Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperadosde energía del sistema, para los Bloques Horarios queestablece OSINERG, correspondiente al programa deoperación a que se refiere el acápite anterior;

d. Determinará el Precio Básico de la Energía por BloquesHorarios para el período de estudio, como un promedioponderado de los costos marginales antes calculados y lademanda proyectada, debidamente actualizados;

e. Determinará el tipo de unidad generadora más económicapara suministrar potencia adicional durante las horas dedemanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará laanualidad de la inversión a la Tasa de Actualización del 12%real anual;

f. Determinará el precio básico de la potencia de punta,considerando como límite superior la anualidad obtenida enel inciso anterior. En caso de que la reserva del sistema seainsuficiente se considerará para este fin un margen adicional,al precio establecido en el párrafo precedente;El precio básico de las potencia de punta se determinará conbase en lo establecido en el artículo 126°, inciso a, delreglamento de la LCE, que establece:

I. Se determina la Anualidad de la Inversión y se expresacomo costo unitario de capacidad estándar;

II. Se determina el Costo Fijo anual de Operación yMantenimiento estándar, considerando la distribución de loscostos comunes entre todas las unidades de la central. Dichocosto se expresa como costo unitario de capacidad estándar;

III. El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar,es igual a la suma de los costos unitarios estándares de laAnualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimientodefinidos en los numerales I) y II) que anteceden;

IV. El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva,es igual al Costo de Capacidad por unidad de potenciaestándar por el factor de ubicación47.

V. Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasade Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen deReserva Firme Objetivo del sistema; y

VI. El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definidoen el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V)que anteceden.

g. Calculará para cada una de las barras del sistema un factorde pérdidas de potencia y un factor de pérdidas de energíaen la transmisión. Estos factores serán iguales a 1,00 en labarra en que se fijen los precios básicos;

h. Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra,para cada una de las barras del sistema, multiplicando elPrecio Básico de la Potencia de Punta por el respectivo factorde pérdidas de potencia, agregando a este producto el Peajepor Conexión determinado con base en la Metodología deRemuneración de la Transmisión; y,

i. Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada unade las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico dela Energía correspondiente a cada Bloque Horario por elrespectivo factor de pérdidas de energía.

El COES remite sus estudios a OSINERG para su evaluación,y en caso de existir observaciones por parte de este, el COESdebe considerarlas. Cuando no existan observaciones sobrelos estudios realizados por el COES, OSINERG procederáa fijar y publicar las tarifas y sus fórmulas de ajuste mensuales,antes del 30 de abril y 31 de octubre de cada año.

En aquellos casos en que se termine el período de vigenciade las tarifas, y no se tengan disponibles las nuevasestimaciones, por causas atribuibles a OSINERG, secontinuaran aplicando los mecanismos de reajustes tarifarios,con base en las fórmulas vigentes.

5.4 En Casos de Racionamiento

El Directorio, máxima autoridad del COES-SINAC, tiene entresus funciones el tomar las decisiones que sean necesariascuando, en la operación en tiempo real, se presentensituaciones imprevistas, basándose en lo posible en laprogramación existente a corto y mediano plazo y en loscriterios de seguridad de suministro y mínimo costo deoperación48. Este Directorio se apoya en la Dirección deOperaciones (DOCOES), el cual preparó a través del Comitéde Operaciones Económicas del SINAC, un procedimientotécnico cuyo objetivo es establecer las responsabilidades delos integrantes del COES en situaciones de racionamientodel suministro por déficit de oferta, así como señalar lascoordinaciones operativas para un adecuado cumplimiento.Este procedimiento, denominado "Racionamiento por Déficitde Oferta", establece que el servicio eléctrico se racionacuando la oferta eléctrica es inferior a la demanda en elsistema como consecuencia de salidas programadas oforzadas de equipo, caudales bajos, escasez de combustibles,entre otros.

En este sentido considera que49 :

a. Si el racionamiento fuera inminente, se debe buscardisminuir su magnitud vía auto-reducción de la demandagestionada por el Coordinador de la Operación del Sistema(COES) en cargas que su modo de operación lo permita.Estas coordinaciones se informarán a la DOCOES y a lasempresas suministradoras de los clientes afectados.

b. El racionamiento se efectuará en proporción a las demandasmáximas de los integrantes. De este modo se determinaráel porcentaje de racionamiento que le corresponde a cadatitular de generación y distribución y éstos a su vez distribuirándicho porcentaje entre sus clientes de acuerdo a las prioridadesy compromisos adquiridos. Para evaluar la demanda a serracionada en el sistema o en un área, la DOCOES pronosticarála demanda de las empresas distribuidoras y clientes libresen cada barra del sistema de transmisión, tomando en cuentasus consumos históricos. Asimismo, las empresasdistribuidoras pronosticarán la demanda de cada circuito dela red primaria de distribución.

c. Los Programas de Operación Anual, Mensual, Semanaly Diario incluirán programas de racionamiento, si se prevéndéficit de oferta. El cumplimiento de los programas de

racionamiento es obligatorio para todos los integrantes delsistema interconectado. Los titulares de generacióncomunicarán a sus clientes todo racionamiento programadoinmediatamente después de conocerse los programas deoperación. El Coordinador supervisará el cumplimiento delos programas de racionamiento incluidos en los Programasde Operación Diaria.

De existir un racionamiento por déficit de oferta, se produceun costo asociado al mismo. El organismo que tiene la funciónde establecer el Costo de Racionamiento es OSINERG através de su Consejo Directivo49. Es importante destacar,que en caso de racionamiento el Costo Marginal de CortoPlazo de energía será igual al Costo de Racionamiento, elcual será cancelado a los generadores despachados.

Los usuarios sujetos a regulación de precios, recibirán unacompensación de parte de los generadores en caso deproducirse un racionamiento de energía, por déficit degeneración eléctrica51.

6.1 Sistema Interconectado

El Sistema Interconectado se refiere al conjunto de líneasde transmisión y subestaciones eléctricas conectadas entresí, así como sus respectivos centros de despacho de carga,que permite la transferencia de energía eléctrica entre doso más puntos dentro del sistema. El arreglo del sistemaperuano es bastante peculiar y se diferencia de otros sistemasen términos de definición, debido a que la categorización serealiza con base en la capacidad de individualizar su uso.Para la determinación del peaje, el sistema de transmisiónes dividido en un sistema principal - definido como aquél endonde el flujo de la energía puede ir en dos direcciones, porlo que no se puede identificar exactamente cuales generadoresy cuales distribuidores usan la infraestructura - y un sistemasecundario, en donde el flujo de la energía es unidireccionaly es factible identificar a los usuarios. Para este último lospeajes se calculan línea por línea. En otras palabras, si sepuede identificar quién inyecta o extrae energía de formarut inar ia, entonces el s istema es secundar io.

48. Página WEB: http://www.coes.org.pe/coes/directiva/principal.asp?pag=directorio, consultada en Julio de 2003.

49. COES-SINAC. Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica del SINAC PR-16. Racionamiento por Déficit de Oferta.

50. Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM. Reglamento General de OSINERG. Página WEB: http://www.osinerg.org.pe/osinerg/transparencia/normas/DS-054-2001-PCM.doc , Consultada en Julio de 2003.

51. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 25844. Artículo 131°.

46. Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844, artículo 79°

47. El factor de ubicación es un ajuste que se realiza a la capacidad nominal (o capacidad ISO) debido a que variables como la altura y la temperatura promedioafectan la capacidad efectiva de la planta.

6. Actividad de Transmisión


Por el otro lado, si no se puede determinar quién hace unuso exclusivo del transporte, entonces el sistema se catalogacomo principal. Esto tiene implicaciones importantes sobrela distribución de los costos debido a que los costos delsistema secundario son sufragados por el actor que lo utiliza,mientras que el sistema principal es remunerado con lascontribuciones de todos los usuarios.

El Sistema Interconectado Nacional fue producto de laintegración de los Sistemas Eléctricos Interconectados delCentro Norte y del Sur, ocurrida a finales del año 2000. Lalongitud total de las líneas de transmisión de este sistemaalcanza los 13.789 Km., de las cuales 15% corresponde alíneas de transmisión principal y 85% a líneas de transmisiónsecundaria. Además, operan en Perú líneas de transmisiónen sistemas aislados con una longitud de 382 Km., haciendoun total en el ámbito nacional de 14.261 Km.

En los Cuadro 4, Cuadro 5 y Cuadro 6 se presentan laslíneas que conformaban el Sistema de Transmisión en el año2001, especificándose su nombre, nivel de tensión, longitudy propietario de las mismas, pudiéndose observar que losniveles de tensión existentes en Perú son 220 KV, 138 KV,69 KV, 60 KV, 50 KV y 33 KV.

En el Anexo 2 se encuentran archivos en PDF, contentivosde: el Mapa del Sistema Interconectado Nacional, Cuadrocon las características de las principales Líneas de Transmisiónexistentes y el listado de los proyectos de líneas detransmisión.


123456789101112131415161718192021222324252627282930313233



P

P

PP

PP

PP

P

220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0138.0138.0

73.3169.4150.0

72.8182.2

66.5247.3194.8

10.615.083.7

134.0221.2103.0180.8244.1

76.6155.0

55.2214.8216.3

21.613.555.5

108.5211.2112.226.4

8.5135.0

18.086.2

88.16

499.9499.9499.9400.0400.0400.0400.0400.0

600/800400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0677.3400.0400.0400.0398.9400.0600.0600.0400.0800.0188.3188.3

111221122112111111111111112221211





5.2.3 Los Modelos de Optimización de la Operación delSistema

La determinación del precio básico de energía parte con elcálculo de los CMgCP. Éstos se derivan de la aplicación demodelos de optimización que simulan la operación económicadel parque generador, obteniéndose del despacho óptimo,los CMgCP mensuales.

El Modelo de Optimización utilizado en Perú fue desarrolladopor OSINERG recibiendo el nombre de "PlaneamientoEstocástico con Restricciones en Sistemas Eléctricos"(PERSEO) el cual fue desarrollado para la programación yoperación eficiente del Sistema Interconectado Nacional.

El PERSEO es un modelo multinodal que considera variosembalses y permite evaluar el desempeño del sistema antediversos escenarios hidrológicos conformados con secuenciashidrológicas generadas a partir de los registros históricos.Además, refleja con mayor precisión las restriccionesoperativas y económicas de las unidades de generación, lasrestricciones de las instalaciones de transmisión entre otras.Dado el tipo de modelación y las restricciones consideradas,el modelo permite determinar de manera más refinada elplan óptimo de operación (energía, potencia, pérdidas,caudales regulados y turbinados, etc.), CMgCP en las barras,y otros costos del sistema como congestión y fallas.

5.3 Fijación de las Tarifas

Las Tarifas que serán aplicadas por el generador a undistribuidor de servicio público son las denominadas Tarifasen Barra, las cuales junto con sus respectivas fórmulas deajuste, son fijadas semestralmente por OSINERG y entranen vigencia en los meses de mayo y noviembre de cada año.

5.3.1 Comparación Tarifas en Barra y Precios Libre

Las tarifas en barra no deben diferir en más del 10% de losprecios libres vigentes, tal como se describió anteriormente,lo cual se verifica mediante el siguiente procedimiento decomparación definido en el Reglamento:

• Para cada usuario no sujeto a regulación de precios, sedeterminará un precio medio de la electricidad al nivel de laBarra de Referencia de Generación, considerando su consumoy facturación total de los últimos seis meses. La Barra deReferencia de Generación es la Barra indicada por OSINERGen sus resoluciones de fijación de Precios en Barra;

• Con los precios medios resultantes y sus respectivosconsumos, se determinará un precio promedio ponderadolibre;

• Para cada usuario no sujeto a regulación de precios, sedeterminará el precio medio teórico de la electricidad queresulte de la aplicación de los precios de potencia y de energíateóricos al nivel de la Barra de Referencia de Generación asus respectivos consumos. El precio teórico44 de la energíase calcula como la media ponderada de los precios de energía,y el consumo de energía de todo el sistema eléctrico paralos bloques horar ios def in idos por OSINERG.

• Con base en los consumos y los precios medios teóricosobtenidos, se determinará un precio promedio ponderadoteórico; y,

• Si el valor obtenido no difiere en más de 10% del valorobtenido para los precios libres, los precios de energíadeterminados serán aceptados. En caso contrario, OSINERGmodificará proporcionalmente los precios de energía hastaalcanzar dicho límite.

5.3.2 Procedimiento de cálculo de las tarifas en barra

El COES es el responsable de efectuar los cálculos de lasTarifas en Barra siguiendo el procedimiento previsto en laLey45 que se describe a continuación:

a. Proyectará la demanda para los próximos cuarenta y ochomeses y determinará un programa de obras de generacióny transmisión factibles de entrar en operación en dichoperíodo, considerando las que se encuentren en construccióny aquellas que estén contempladas en el Plan Referencialelaborado por el Ministerio de Energía y Minas;

44. Este precio teórico se calcula a partir de los parámetros de las unidades de generación, precios estimados de los combustibles para el período de referencia,aportes estimados para los embalses y los costos para llevar la energía a la barra de referencia.

45. Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844, artículo 47°.


a. El precio básico de energía: se define como un promedioponderado de los costos marginales de energía de cortoplazo (CMgCP) esperados para los próximos 48 meses,considerando la demanda de energía prevista, el parquegenerador existente y el programado, los precios de loscombustibles y el costo de falla.

b. El precio básico de potencia de punta: se refiere a laanualidad del costo de desarrollar la central generadora máseconómica para suministrar potencia adicional en horas dedemanda máxima anual del s istema eléctr ico.

Ambos precios básicos están asociados a una barra que sellama "barra base" y que se define como la barra donde estáconcentrada la mayor carga del sistema. Los costos asociadosal mantenimiento de reservas, dada la elevada proporciónde generación térmica y la consiguiente probabilidad de falla,están incluidos dentro de los pagos por potencia. Otrosservicios complementarios tales como control de generaciónautomática, entrega de reactivos y arranque en frío noparecieran ser remunerados.

Con base en el uso de modelos de optimización de laoperación del sistema se determinan los CMgCP para lospróximos cuarenta y ocho meses (Figura 3).

• La Etapa Dos consiste en expandir los precios básicos deenergía y potencia hacia las otras barras de referencia delsistema haciendo uso de las "pérdidas marginales" detransmisión y adicionando el "peaje por conexión", los cualesse definen así:

a. Pérdidas Marginales de Transmisión de Energía: Sonlas pérdidas de energía que se producen en el sistema detransmisión por el retiro de una unidad adicional de energía,en una Barra del Sistema de Transmisión Principal.

b. Perdidas Marginales de Transmisión de Potencia dePunta: Son las pérdidas de potencia que se producen en elSistema de Transmisión por el retiro de una unidad adicionalde potencia en una determinada Barra del Sistema deTransmisión Principal.

c. Peaje por Conexión: es la diferencia entre el Costo Totalde Transmisión y el Ingreso Tarifario.

Tanto las pérdidas marginales como el peaje por conexiónse utilizan para el cálculo de la retribución de la transmisión.Para entender la lógica subyacente en el uso de estasvariables, es necesario analizar las características económicasy tecnológicas de la Actividad de Transmisión, lo cual serealiza en el punto 6 de este informe.


Fuente: Informe de la Situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000, Comisión de Tarifas de Energía.

Hidrología

Proyección dela demanda

Programa deObras

Costos Variables

Costo deRacionamiento


0 1 2 3 46 47 48


Cmgi + Qi(1 + r)n

Qi(1 + r)n

Precio Básico de Energía=

TINGO MARIAAUCAYACUMARCONA(*)MARCONA(*)TALARACAMPO ARMIÑOYAUPIYUNCANOROYA NUEVACARIPACARHUAMAYOPARAGSHAIOROYA NUEVAPACHACAYOMALPASOJUNINMALPASOMALPASOMAYUPAMPAMALPASOC.H OROYAOROYA NUEVACARHUAMAYOSHELBYCARHUAMAYOSHELBYSHELBY (HUARON)BUENAVISTAVISTA ALEGREBUENAVISTAVISTA ALEGREEXCELSIORPARAGSHA IDERIV. MILPOHUICRAOROYA NUEVAPACHACHACAPACHACHACAMARH TUNELCARAH. CONCCARAH MINASAN ANTONIOSAN CRISTOBALPACHACHACAALPAMINADUVAZPACHACHACAPACHACHACAMOROCOCHACASAP.NORTEMOROCOCHATICLIOCASAP.NORTECARLOS FRANCISCOANTUQUITOBELLAVISTAOROYA NUEVAPACHACHACAOROYA NUEVAOROYA NUEVACHICLAYO OESTECHIMBOTECHIMBOTE 1CHIMBOTE 2TERNA 1TERNA 2TERNA 3HUNCOMATUCANACALLAHUANCAPURUNHUASICHIMAYYANANGOREFINERIA DE ZINCREFINERIA DE ZINCCALLAHUANCACALLAHUANCAHUAMPANICALLAHUANCAMOYOPAMPAHUAMPANIMOYOPAMPAMOYOPAMPAMOYOPAMPATRUJILLO NORTE

343536373839404142434445464748495051525354555657585960616263646566676869707172737475767778798081828384858687888990919293949596979899

100101102103104105106107108109110111112113114115116117118

AUCAYUTOCACHESAN NICOLASSAN NICOLASZORRITOSRESTITUCIÓNYUNCANCARHUAMAYOCARIPACARHUAMAYOPARAGSHA IIPARAGSHA IIPACHACAYOYAURICOCHAJUNINCARHUAMAYOCARHUAMAYOCH OROYAOROYA NUEVAMAYUPAMPAFUNDICIONALAMBRÓNHUARON (SHELBY)BUENAVISTASHELBYBUENAVISTAEXCELSIORVISTA ALEGREEXCELSIORLA FUNDICIONSAN JUANPARAGSHA IDERIV.MILPOHUICRAGOYLLARCURIPATACURIPATAMARH TUNELCARAH. CONCCARAH MINASAN ANTONIOSAN CRISTOBALANDAYCHAGUAALPAMINADUVAZMOROCOCHAMOROCOCHAMOROCOCHACASAP.NORTECARLOS FRANCISCOTICLIOCASAP.NORTECARLOS FRANCISCOANTUQUITOBELLAVISTASAN MATEOPACHACHACASAN CRISTOBALPLANTA DE ZINCPLANTA DE ZINCCARHUAQUEROHUALLANCACHIMBOTE 2CHIMBOTE 2MALACASMALACASMALACASSANTA ROSACALLAHUANCACHAVARRIACALLAHUANCAYANANGOPACHACHACACHAVARRIACALLAHUANCAMOYOPAMPAHUACHIPAÑAÑANVA. CONDORCHOSICACALLAHUANCABALNEARIOSSALAMANCASANTA ROSA VCAJAMARCA NORTE

L-122L-124L-627L-628/629L-249L-228/229/230L-701 AL-701 BL-702 AL-702 BL-703L-704L-601 AL-601 BL-501 AL-501 BL-502L-503L-504 AL-504 BL-509L-513L-514L-514 BL-515 AL-515 BL-516L-517 AL-517 BL-518L-519L-520L-524 AL-524 BL-524 CL-525 AL-525 BL-526L-527 AL-527 BL-527 CL-527 DL-527 EL-528 AL-528 BL-528 CL-529L-530L-532 AL-532 BL-533 AL-533 BL-533 CL-535 AL-535 BL-535 CL-538L-539L-540L-541L-240L-103/104/105L-106L-107TALARATALARAEL ALTOL-2001/2002L-2007L-2008L-716L-256L-257L-2015L-2009L-611L-603L-654L-718L-673L-604L-606L-605L-601/602L-2260

138.0138.0

60.060.0

220.0220.0138.0138.0138.0138.0138.0138.0

69.069.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.050.0

220.0138.0138.0138.0

33.033.033.0

220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0

60.060.060.060.060.060.060.060.060.060.0

44.2107.8

15.215.2

137.82.2

14.053.220.553.539.6

1.637.863.937.327.464.718.6

3.417.0

2.40.9

22.96.4

22.95.5

18.17.14.82.12.71.21.03.5

24.69.68.92.57.93.61.51.97.17.92.81.3

12.912.913.0

1.26.76.31.21.63.97.0

18.217.1

2.72.5

83.081.0

8.68.66.06.0

35.762.022.555.4

0.849.089.421.436.412.940.8

7.99.70.8

23.546.442.039.8

100.0

188.3188.3404.1404.1600.0400.0774.8774.8574.8574.8574.8574.8373.2373.2291.0291.0291.0457.0457.0457.0515.0350.0291.0291.0291.0291.0291.0291.0291.0291.0291.0515.0311.8311.8311.8439.9291.0254.0219.4219.4219.4219.4219.4254.0254.0254.0254.0254.0291.0291.0291.0291.0291.0311.8311.8311.8350.0311.8575.0575.0300.0250.0397.5314.9314.9314.9314.9900.0500.0892.3

1000.0897.2997.2892.3892.3539.8389.7390.0539.0390.0384.9450.3450.3270.4300.0

ETECENETECENETECENETECEN

ELECTROPERÚELECTROPERÚ

ELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDESELECTROANDES

EGENOREGENOREGENOREGENOREEPSAEEPSAEEPSA

EDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGELEDEGEL

CONEHUA

No. Barra de Envío Barra de Recepción Código Anual Sistema Tensión (KV) Longitud (Km) Corriente Max. (A) PropietarioNOMBRE

1112131111111111111111111111111111111111111111111111111111111311111211111111111111111




La actividad de transmisión es un monopolio natural debidoprincipalmente a la existencia de economías de escala, locual implica que si se cobrara al costo marginal de cortoplazo, el operador del sistema de transmisión no podríafinanciar sus gastos en el largo plazo, ya que sus costosmedios de largo plazo son mayores a los correspondientescostos marginales.

Los costos incurridos por la empresa transmisora comprendenlos costos de inversión, operación y mantenimiento. El costomedio es el resultante de dividir la sumatoria de los costosde transmisión entre la cantidad de energía transportada. Enel Gráfico 16 se observa tanto el costo medio de corto plazocomo el de largo plazo; además el valor monetario de laspérdidas marginales y medias, cuya diferencia correspondeal ingreso tarifario como se explica más adelante.



Valor de laspérdidas marginales

Valor de laspérdidas medias

CmeCP

CmeLP

CmgLP

z

Y

X

Q1 Energía

Cos

tos

P0

P1

Cm

e

Fuente: http://www.osinerg.org.pe/osinerg/cte/publicacion/situtarifaria/InformeSitTar932000.pdf


119120121122123124125126127128129130131132133134135136137138139140141142143144145146147148149150151152153154155157



P

P

PP

PP

PP

P

220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0220.0138.0138.0

73.3169.4150.0

72.8182.2

66.5247.3194.8

10.615.083.7

134.0221.2103.0180.8244.1

76.6155.0

55.2214.8216.3

21.613.555.5

108.5211.2112.226.4

8.5135.0

18.086.2

88.16

499.9499.9499.9400.0400.0400.0400.0400.0

600/800400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0400.0677.3400.0400.0400.0398.9400.0600.0600.0400.0800.0188.3188.3

111221122112111111111111112221211





5.2 Metodología de Remuneración

La remuneración de la Actividad de Generación se realizacon base en el uso de los costos marginales de corto plazo(CMgCP) del sistema. Los costos marginales de corto plazorepresentan el costo en que se incurre para producir unaunidad adicional de energía, o alternativamente el ahorroobtenido al dejar de producir una unidad, considerando lademanda y el parque de generación disponible.

El uso de los costos de corto plazo supone que el parquegenerador está "económicamente adaptado" a la demanda.De acuerdo con la Ley40 un Sistema EconómicamenteAdaptado es aquel sistema eléctrico en el que existe unacorrespondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda,procurando el menor costo y manteniendo la calidad delservicio.

5.2.1 El Costo Marginal de Corto Plazo

En un sistema económicamente adaptado, el ingreso de lasempresas de generación proviene de la venta de energía alcosto marginal de la última unidad despachada (y no de loscostos propios), más el ingreso de la venta de toda la potenciapuesta a disposición del despacho al precio de potencia. Ladefinición de cada componente es la siguiente:


La programación del despacho de energía41 se realizatomando en cuenta los costos variables de generación paracada central eléctrica, por lo que aquella central que tiene elmenor costo variable es la primera en despachar. Para cuandola demanda de energía alcanza sus niveles más elevadosdurante el día, es decir, entre las 18:00 y 23:00 horas en elcaso de Perú, se encuentran funcionando aquellas unidadesgeneradoras que presentan costos más elevados.


El precio de potencia corresponde al costo de ampliar lacapacidad de generación para lograr la cobertura de lademanda durante las horas "punta", considerando que enesta circunstancia existe mayor riesgo de fallas en elsuministro. En términos operativos, este costo es la anualidadde la inversión más los costos de operación y mantenimientode una central de generación definida como la más eficientepor OSINERG. A nivel de empresas, la potencia únicamenteremunera los costos fijos de inversión de la unidad de puntamientras que para las otras unidades del sistema, parte desu costo fijo (que puede ser mayor a la unidad definida porOSINERG) es remunerado además por medio de los ingresospor venta de energía al precio de las unidades que seencuentran por encima de ellas en el orden de despacho42.

5.2.2 Fijación de Tarifa en Barra 43

La Tarifa en Barra se refiere al precio al que se realizan lastransacciones entre generador y distribuidor para abastecera los clientes regulados, y la misma considera los costos porel uso del Sistema Principal de Transmisión. Está tarifa sedetermina en dos etapas. La primera etapa fija el preciobásico de energía y potencia en la barra principal y la segundaetapa determina el precio de estos productos en las distintasbarras del sistema. Este procedimiento se debe a que lamayor concentración de carga se encuentra asociada a lasdistribuidoras que sirven a Lima y a que la topología de lared de transmisión no permite que se creen nodos consuficientes transacciones para que se pueda determinarprecios. Es por lo tanto necesario tomar como referencia unabarra principal y valorar las inyecciones y extracciones delas otras barras a partir de este punto. El precio en la barraprincipal se determina a partir del precio básico de la energíay de la potencia, los cuales se determinan así:

40. Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844

41. Costos de operación normalmente expresados para condiciones de máxima eficiencia de una unidad de generación, o según el régimen de operaciónrequerido, los cuales comprenden los costos var iables combust ib le (CVC) y los costos var iables no combust ib le (CVNC).

42. Debido a que la unidad eficiente del sistema tal como es definida por OSINERG es una unidad de gas a ciclo simple con costos fijos relativamente bajoscomparados con unidades más eficientes, por ejemplo de ciclo combinado, la remuneración de la potencia solo remunera parte de los costos de inversión. Estoes compensado, sin embargo, por la mayor eficiencia de su generación y por lo tanto menores costos que los de la unidad que fija los precios de la energía.Este valor oscila alrededor de los 9 $/kW-mes, siendo un valor que razonablemente remunera los costos de inversión de una planta térmica ajustado por el riesgopaís y riesgo sectorial de Perú.

43. Informe de la Situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000, Comisión de Tarifas de Energía. Página 27-28. Pág. WEB:http://www.osinerg.org.pe/osinerg/cte/publicacion/situtarifaria/InformeSitTar932000.pdf


Las empresas que generaron mayor cantidad de energía enel año 2002 fueron Electroperú con 34,9%, Edegel con 21,9%y Egenor con 10,4% del total de producción de energíatermoeléctrica e hidroeléctrica.

El parque de generación de Perú para el año 2001, estabaintegrado por 459 centrales eléctricas, de las cuales 164 soncentrales hidroeléctricas (80% operan para el mercadoeléctrico y 20% para uso propio) y 295 son termoeléctricas(62% para el mercado eléctrico y 38% para uso propio). LasCentrales Térmicas utilizan: combustible residual, diesel, gas

natural y carbón. Estas centrales pueden ser grupoelectrógeno, turbinas a gas, turbinas a vapor o cicloscombinados. En el Cuadro 3 se presentan las unidades deGeneración Hidráulicas y Térmicas de las principalesempresas del mercado eléctrico.

En el Anexo 1 se presenta el listado de las centrales térmicase hidráulicas existentes en Perú en el año 2001, los mapasde ubicación de las mismas y los proyectos de centraleshidráulicas39. En Perú existen fuentes alternativas degeneración eléctrica, como son la eólica, geotérmica y solar.

39. http://www.mem.gob.pe/wmem/publica/ps/atlasminenergía2001/FRAME_PRINCIPAL.HTM

EL: GRUPO ELECTROGENO TG: TURBINA A GAS TV: TURBINA A VAPOR CC: CICLO COMBINADO

* Empresa asociada a entidades generadoras del COES, artículo 82° del reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas1 Las centrales y grupos eléctricos estan representadas por TERMOSELVA S.R.L.2 Las centrales y grupos eléctricos estan representadas por Empresa de Electricidad de los Andes S.A.

123456789

1011121314151617181920212223242526272829

30313233343536373839


14

24

8113

1102028

86

234523

21

567222

225511

38

56

2

4

2

2

1

2

3

5

3

1

1

TérmicasN° de Grupos

11713

58156

17427

1915

11

221212

121111

1411

N°

Centrales

4

12765

16

131

176

1812

2

4

26221

1

1

111

4

29

181211

21218

13410301810

16

814

352

1

3

216

N° Centrales N°Grupos

Hidráulicas

416

382420

1251

123246114033754112

116

825

912

4261

2958142

5421

Número de

Grupos

412989

6316

1230

519133727

314

28433121

1212111

2511

Número de

Centrales

Aguaytía Energy del Perú S.R.L. 1Arcata Energía S.A.A.BHP Billinton Tintaya S.A.*Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A.Duke Energy International - Egenor S.A.A.EDEGEL S.A.A.Edelnor S.A.A.Electro Oriente S.A.Electro Pangoa S.AElectro Puno S.A.A.Electro Sur Este S.A.A.Electro Sur Medio S.A.A.Electro Ucayali S.A.Electrocentro S.A.Electronoroeste S.A.Electronorte Medio S.A. - HIDRANDINAElectronorte S.A.Electroperú S.A.Electrosur S.A.Empresa de Electricidad de los Andes S.A.Empresa de Generación de Energía Eléctrica del Centro S.A.Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A.Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A.Empresa de Generación Eléctrica Machu Picchu S.A.Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A.Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A.Empresa Eléctrica de Piura S.A.Empresa Generación y Comercialización de Servicio Publicode Electricidad de Pangoa S.AEmpresa Municipal de Servicios Eléctricos Utcubamba S.A.C.Energía del Sur S.A.Generación Eléctrica Atocongo S.A.INADE - Proyecto Especial ChavimochicMinsur S.A. *Shougang Generación Eléctrica S.A.A.Sindicato Energético S.A.Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.TERMOSELVA S.R.L.TRUPAL S.A. *

Principales empresasNo.EL TG TV CC

TOTAL MERCADO ELÉCTRICO 314 693 132 261 182 395 21 15 1

Con el fin de alcanzar el objetivo de eficiencia, la Ley estableceque se debe cobrar por el uso de las instalaciones detransmisión mediante el costo marginal (valor de las pérdidasmarginales), mientras que la diferencia del costo medio nocubierta debe ser financiada a través del pago de peajes porconexión (costo fijo). Es decir, la tarifa por el "servicio detransmisión" es la suma del costo marginal y del costo fijo53.

Para el sistema principal, el peaje por conexión se definecomo la diferencia entre el costo medio de transmisión y elingreso tarifario. Por su parte, el peaje por conexión unitariose calcula dividiendo el peaje total del sistema de transmisiónentre la máxima demanda anual proyectada a ser entregadaa los clientes. Es importante notar que el modelo de fijaciónde tarifas de transmisión también asume un SistemaEconómicamente Adaptado.

El costo medio de transmisión comprende la anualidad delValor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisióny los costos anuales de operación y mantenimiento eficientes,es decir, se reconocen costos estándares con base en lanoción de un sistema económicamente adaptado a lademanda. El peaje para los sistemas secundarios lo fijaOSINERG. Este mecanismo es adecuado comparado con laalternativa de que los propietarios y los distribuidores requierannegociar las compensaciones por el uso de las instalaciones.

6.3 Remuneración Sistema Principal de Transmisión

El costo total de transmisión considera la anualidad de lainversión y los costos estándares de operación ymantenimiento de un Sistema Económicamente Adaptado,entendiéndose por éste el sistema eléctrico en el que existeuna correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demandade energía, procurando el menor costo y mantenimiento dela calidad del servicio.

• Para la determinación del Sistema EconómicamenteAdaptado del Sistema Principal de Transmisión, se consideraráaquel dimensionamiento que corresponda a la potenciamáxima que transporte dicho sistema54 . La anualidad de lainversión se determinará multiplicando el Valor Nuevo deReemplazo, por el factor de recuperación de capital obtenidocon una vida útil de treinta años55 , y una la tasa deactualización de doce (12%) por ciento56 . Cada cuatro (4)años OSINERG procederá a actualizar el Valor Nuevo deReemplazo de las instalaciones de transmisión, con lainformación presentada por los concesionarios. En caso deobras nuevas o retiros, OSINERG incorporará o retirará surespectivo Valor Nuevo de Reemplazo57 . Los generadoresconectados al Sistema Principal de Transmisión abonaránmensualmente a su propietario, una compensación paracubrir el Costo Total de Transmisión58 .

53. En el caso de las líneas licitadas, donde se fijó la remuneración anual garantizada (RAG) por medio de una subasta, el valor de los costos variables se reducenpara lograr la RAG, resultando en valores muy bajos.

54. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 25844, Artículo 133. A pesar de que pareciera razonable limitar la remuneración a la capacidad efectivamenteutilizada, esta regla pudiese llevar a un dimensionamiento de la capacidad de transmisión menor a la realmente requerida. En primer lugar, debido a la singularidaden la expansión del sistema, es decir, que las expansiones se realizan en múltiplos que significan una proporción significativa del sistema, las empresas no tienenincentivos a realizar la expansión sino hasta que se llene la capacidad, lo que significa que el sistema va a estar permanentemente subdimensionado. En segundolugar, los costos de redespacho debido a limitaciones en la capacidad de transmisión podrían superar los costos de la transmisión. En tercer lugar, un sistemade transmisión robusto incrementa el nivel de competitividad del sector al reducir el poder monopólico que tienen las empresas. A pesar de que actualmente elsistema peruano se despacha por costos, las reformas de segunda generación prevén un mercado más competitivo y con transacciones de corto plazo dondeparticipa tanto la oferta como la demanda. Un sistema de transmisión deficitario podría incrementar los costos injustificadamente. Afortunadamente, las normaspara la expansión del sistema se están leyendo de forma amplia, diseñando el sistema con suficiente reservas para permitir el crecimiento de la demanda en elmediano plazo. Esto se evidencia en los requerimientos de inversión de las subastas realizadas recientemente.

55. Definida en el Artículo 134° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 25844

56. Fijada por la Ley de Concesiones Eléctricas 25844, en su Artículo 79.

57. Ley de Concesiones Eléctricas 25844, Artículo 77°. En caso de licitaciones, la remuneración anual garantizada está definida para todo el período de laconcesión por lo que no aplica esta norma.



6.3.1 Procedimiento de Cálculo del Ingreso Tarifariocorrespondiente al Sistema Principal de Transmisión

El Ingreso Tarifario estará conformado por un Ingreso Tarifariopor Energía y un Ingreso Tarifario por Potencia. Laresponsabilidad de realizar el cálculo de los ingresos tarifarioscorrespondientes a cada tramo de transmisión del SistemaPrincipal es del COES mediante el siguiente procedimientodefinido en el Reglamento de la Ley59 :

a. Determinará la energía y la potencia máxima en las barrasde retiro;

b. Determinará el monto total que resulte de valorizar todala energía y la potencia máxima en la barra de retiro, aplicandolas respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el peaje unitario;

c. Determinará la energía y la potencia máxima en la barrade entrega;

d. Determinará el monto total que resulte de valorizar todala energía y la potencia máxima en la barra de entrega,aplicando las respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el peajeunitario;

e. El Ingreso Tarifario por Energía será igual a la diferenciaresultante de los montos correspondientes al transporte deenergía obtenidos en los incisos d) y b), siempre que dichadiferencia sea positiva. En caso de ser negativa, el IngresoTarifario será igual a cero; y,

f. El Ingreso Tarifario por Potencia será igual a la diferenciaresultante de los montos correspondientes al transporte depotencia obtenidos en los incisos d) y b), siempre que dichadiferencia sea positiva. En caso de ser negativa, el IngresoTarifario será igual a cero.

El ingreso Tarifario Esperado de cada Transmisor Principalle será pagado mensualmente por los generadores enproporción directa de sus Ingresos por Potencia. El saldoresultante de la Transferencia Total de Energía, entre losgeneradores, originado por el uso de la Red de Transmisión

Principal, será asignada a los generadores en función de suingreso por potencia. OSINERG fijará el Ingreso TarifarioEsperado, así como las fórmulas de reajuste.

6.3.2 Procedimiento de Cálculo del Peaje por Conexióncorrespondiente al Sistema Principal de Transmisión

El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Totalde Transmisión y el Ingreso Tarifario. Este peaje dividido porla Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a losclientes, se denomina Peaje por Conexión Unitario y esconsiderado en la determinación del Precio Básico de laPotencia de Punta en Barra, necesario para la fijación deTarifas en Barra. OSINERG determinará el Peaje por Conexióny el Peaje por Conexión Unitario, así como las fórmulas dereajuste.

El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal le serápagado mensualmente por los generadores en proporción ala recaudación por Peaje de Conexión, en la mismaoportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado.60

El COES determinará mensualmente la recaudación Totalpor Peaje por Conexión, según el procedimiento61

"Compensaciones al Sistema Principal de Transmisión".

6.4 Remuneración Sistema Secundario deTransmisión

Las compensaciones por el uso de las redes del sistemasecundario de transmisión o del sistema de distribución seránreguladas por OSINERG. En los casos que el uso se efectúeen sentido contrario al flujo preponderante de energía, no sepagará compensación alguna62 . El procedimiento para ladeterminación de las compensaciones y tarifas para lossistemas secundarios de transmisión, será el siguiente:

• El generador servido por instalaciones exclusivas del sistemasecundario de transmisión, pagará una compensaciónequivalente al 100% del Costo Medio anual de la respectivainstalación. El pago de esta compensación se efectuará endoce (12) cuotas iguales;

59. Reglamento de la LCE 25844, Artículo 135°.

60. Reglamento de la LCE 25844, Artículo 137°

61. Elaborado por el COES-SINAC, denominado: "Compensaciones al Sistema Principal de Transmisión, Procedimiento Técnico del Comité de OperaciónEconómica del SINAC N° 23. Aprobado EN S.D. N° 99 del 17 junio de 1999.


En una segunda etapa, en un plazo de 36 meses, la potenciade la planta deberá elevarse a 312,5 megavatios. El contratocontempla que Etevensa tendrá por 7 años como clienteasegurado a Electroperú, que aporta el 32 por ciento de laenergía del país.

La utilización del Gas proveniente de Camisea reduce demanera significativa los costos de generación de la energíaeléctrica, como consecuencia de ser un combustible de menorprecio que pasa a sustituir combustibles más costosos comoel Diesel o los Residuales. Se estima38 que el millón de BTUpara el sector eléctrico tendrá un costo de $ 1,92 (es de $3,15 dólares para otros sectores) mientras que el precio delpetróleo residual es de 3,58 $/MMBTU; del residual es de3,74 $/MMBTU y del diesel 5,32 $/MMBTU.

Consultores como "Apoyo Consultoría S.A." estiman que elcosto marginal de producción de electricidad en Perú dadopor las plantas térmicas, para el período 2002-2033, serámenor en 30% de lo que se tendría sin el Proyecto deCamisea, lo que se traduce en unos ahorros a valor presenteneto por unos 3.3 MM US$. (Gráfico 13)

5.1 Descripción

La producción de energía en Perú para el año 2002 fue21.938 GWh, de los cuales un 81% fue de generación hidráulicay un 19% utilizando combustibles fósiles. Su capacidadinstalada, sin considerar los sistemas aislados, fue 5.918 MW,de los cuales 50% es hidroeléctrica y 50% es térmica, comose puede observar en los Gráfico 14 y Gráfico 15.

38. Ministerio de Energía y Minas. Nota de Prensa de fecha 11 de febrero de 2003.



5. Actividad de Generación

Gráfico 13. Diferencias entre los costos de generación de electricidad con y sin Camisea (2002-2033)

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

2032

Mar

gina

l Cos

t (us

$mwh

)

15

20

2530

3540

45

50

55

Including CamiseaNot including Camisea

Años

Fuente: Apoyo Consultoría S.A.



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002



0

2000

4000

6000

10000

12000

14000

18000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

8000

16000


En el Gráfico 11 y el Gráfico 12 se puede observar la evoluciónde los Precios Medios de Energía Eléctrica a Cliente Finalpara Distribuidoras y Generadores, respectivamente, para elperíodo 1995 a Septiembre de 2002. Se pueden apreciarvarias diferencias importantes con el gráfico anterior. Enprimer lugar, se puede apreciar que cuando un cliente librecompra directamente en el mercado de clientes sin pasarpor la distribuidora, puede obtener precios más bajos. ASeptiembre de 2002, este precio sería un 10% menor. Tambiénse puede observar que el precio al cliente libre se ha mantenidoen una banda más o menos estable mientras que el delconsumidor regulado (el cual es el mismo entre ambasgráficas) ha venido cayendo progresivamente a partir de laprivatización de las distribuidoras. De la misma manera sepuede apreciar el efecto de buscar el cumplimiento de laregla de no separación del precio entre el mercado libre y elregulado en más de 10%. También se puede apreciar queexiste una convergencia de ambos mercados, indicando lapreparación que están haciendo las distribuidoras paracompetir dentro de los nuevos límites potenciales para losclientes libres como parte de las reformas de segundageneración.

4.1.1 Proyección Precios de Electricidad a ClientesFinales incorporando el efecto por utilización del Gas deCamisea

En el concurso público para la transferencia al sector privadodel contrato de suministro de gas del proyecto Camisea37

participaron las siguientes empresas: Etevensa (España),Enersur (Bélgica), Egenor (Estados Unidos), Electroandes(Estados Unidos), Termoselva (Estados Unidos), GeneralElectric (Estados Unidos) y Promigas (Colombia). La empresaEtevensa, en agosto de 2003 suscribió un contrato 'take orpay' para usar el gas de Camisea en su planta de generacióneléctrica. Etevensa ganó el contrato que estaba en manosde Electroperú, tras ofrecer vender a 23,90 dólares elmegavatio/hora de energía que producirá en una plantatérmica que usará el gas. La oferta fue menor al precio basede 24,3 dólares, según los términos de la subasta.

El contrato con Etevensa contempla la compra de 70 millonesde pies cúbicos diarios de gas de la reserva de Camisea. Seplanea invertir unos 100 millones de dólares para adecuar suplanta termoeléctrica en Ventanilla, a norte de la ciudad de Lima,al uso del gas. La adecuación de la planta, que deberá teneruna potencia mínima de 250 megavatios en una primera etapa,estará lista en agosto del 2004, cuando se prevé que el gas deCamisea llegará a Lima, según los términos del contrato.

37. Siete Compañías Interesadas En Gas De Electroperú (Expreso - 13). Febrero de 2003.

Gráfico 12. Evolución de los Precios Medios de EnergíaEléctrica a Cliente final en Ctvo US$/ kWh - Generadores

Libre

4,00

4,20

4,40

4,60

4,80

5,00

5,20

5,40

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

4,24

4,54

5,21

4,894,35

5,16

4,54

4,35




11,00

10,00

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,001995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2003

10,15 10,38

8,74

10,14

8,31

8,81 8,80

8,25

8,969,38

9,16

7,95

7,63

8,05

8,20

7,53

5,545,96

5,735,05 5,07

5,34 5,445,10

Total LibreRegulado

• La demanda servida exclusivamente por instalaciones delsistema secundario de transmisión, pagará una compensaciónequivalente al 100% del Costo Medio anual de las respectivasinstalaciones. Esta compensación que representa el peajesecundario unitario que permite cubrir dicho Costo Medioanual, será agregada a los Precios en Barra de Potencia y/ode Energía, o al Precio de Generación pactado libremente,según corresponda. El peaje secundario unitario es igual alcociente del peaje secundario actualizado, entre la energíay/o potencia transportada actualizada, según corresponda,para un horizonte de largo plazo.

El horizonte de largo plazo para determinar el peaje secundariounitario será un período de quince (15) años. Para ladeterminación del componente de inversión del Costo Mediose considerará una vida útil de las instalaciones de transmisiónde treinta (30) años y la tasa de actualización de doce porciento fijada en el Artículo 79° de la Ley de ConcesionesEléctricas. Las tarifas de Transmisión Secundaria serándeterminadas para cada concesión.

Las compensaciones por el uso de las redes de distribuciónserán equivalentes al Valor Agregado de Distribución delnivel de tensión correspondiente, considerando los factoresde simultaneidad y las respectivas pérdidas. El Valor Agregadode Distribución considerará la demanda total del sistema dedistribución.

6.5 Interconexiones Internacionales

6.5.1 Perú-Ecuador 63

La inversión total para la interconexión eléctrica entre Perúy Ecuador asciende a 138.8 millones de dólares, debiendoinvertirse 15 millones en la primera etapa, cuya ejecuciónestá por iniciarse; 26.6 millones en la segunda etapa y 97.2millones en la tercera etapa.

La primera etapa, con una capacidad de diseño de 100megawatts, comprende la construcción de una línea detransmisión en 230 kilovoltios, con una longitud aproximadade 56 kilómetros en territorio ecuatoriano, desde la SubestaciónMachala hasta la frontera, y 58 km en territorio peruano. Paraesta primera etapa sin subestación convertidora, la operaciónradial se presenta como la más conveniente para esta

interconexión eléctrica. Ella consistiría separar una porcióndel sistema ecuatoriano de su sistema principal y alimentaresta demanda desde el sistema peruano o viceversa. Deacuerdo a estudios que se han hecho con el esquema deuna operación radial, la exportación de energía eléctrica porel Perú se haría trasladando aproximadamente 85 MW de lademanda la empresa EMELORO de Ecuador al sistemaperuano. Esta operación se llevaría a cabo solamente dediciembre a mayo.

El esquema de financiamiento para la ejecución de las obrasde interconexión eléctrico entre los dos países, en el casodel Perú, es inversión privada, por el compromiso de inversiónde Red de Energía del Perú (REP), como resultado delproceso de concesión de Etecén y Etesur, empresas detransmisión eléctrica.

En noviembre de 2002 se suscribió el Convenio para laConstrucción, Operación y Mantenimiento de la InterconexiónInternacional Ecuador-Perú a 230 kilovoltios entre la CompañíaNacional de Transmisión Eléctrica de Ecuador y Red deEnergía del Perú S.A.En el caso de Ecuador, en cambio, esinversión del Estado, debiendo Transelectric - la transportadorade energía eléctrica de Ecuador- ejecutar el tramo en elterritorio ecuatoriano. El financiamiento para la realizaciónde este proyecto se incluyó en la tarifa de transmisión deambos países.

La capacidad de transporte será de 100 MW. La inversiónde la parte peruana ascenderá a 7.5 millones de dólares, yserá asumida por Red de Energía del Perú, de acuerdo conlos compromisos de inversión establecidos en el mencionadoContrato de Concesión. Respecto de las condicionescomerciales, el tramo ecuatoriano será remunerado deacuerdo con la tarifa de transmisión aprobada por el ConsejoNacional de Electricidad de Ecuador y a beneficio exclusivode la Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica(TRANSELECTRIC S.A.). El tramo peruano será remuneradoa Red Peruana de Transmisión, conforme a lo establecidoen el Contrato de Concesión.

Los Operadores del Sistema Interconectado Eléctrico,CENACE en Ecuador y COES en el Perú, definirán un acuerdooperativo como caso especial del acuerdo operativo generalcon Venezuela, Colombia y Ecuador.

63. Informativo N° 1. Dirección General de Electricidad. Marzo 2003.


7. Actividad de Distribución

6.5.2 Perú-Bolivia 64

Los estudios para concretar el proyecto para la interconexiónentre Perú y Bolivia fueron entregados a los gobiernosperuanos y bolivianos, como parte de una propuesta realizadapor las empresas Red Eléctrica del Sur (REDESUR) y laempresa Transportadora de Electricidad (TDE), pertenecientesa cada país respectivamente, las cuales son administradaspor el mismo grupo empresarial, representado por Red��

Estas empresas proponen trabajar conjuntamente en laInterconexión Perú-Bolivia, dado que Red Eléctrica del Sures la empresa que opera la interconexión de las líneas detransmisión en la zona sur de Perú, y la empresaTransportadora de Electricidad de Bolivia es la que tiene bajosu responsabilidad la interconexión si está se produce.

El proyecto consistiría en la unión de las subestaciones de220 kilovatios de Puno con las de 230 kilovatios de Kenko(Bolivia). De esta manera el punto inicial sería Puno, el puntode unión de las fronteras le correspondería a desaguaderoy el punto final sería en la Paz. De hacerse este trazado, laslíneas tendrían un recorrido de aproximadamente 240��

La parte que se considera de mayor costo para el desarrollodel Proyecto es la asociada a la conversión de frecuencias.El Perú trabaja con 60 hertz mientras que Bolivia, al igualque Brasil y Chile, trabaja con 50 hertz. En este sentido, serequiere invertir un convertidor de frecuencias que se instalaríaen Desaguadero, representando el 50% de una inversióntotal de entre 60 y 80 millones de dólares. Existen variasalternativas para manejar el financiamiento del Proyecto,entre las cuales se encuentran establecer un contrato entreun cliente peruano (un distribuidor) y un suministrador boliviano(generador), y subastar al mejor postor el uso de las líneasde transmisión entre ambos países, siendo el que gane lalicitación el que financie la obra. Adicionalmente se encuentrala integración comercial de los dos mercados bajo la Decisión536 de Comunidad Andina de Naciones, firmado en Diciembre��

Se requiere hacer estudios más detallados para definir lafactibilidad técnica y económica de estas interconexiones ylos beneficios para los países involucrados tomando en cuentaque en los tres países existe importante reserva de capacidadinstalada y abundancia de recursos de gas natural.

En el caso de Brasil, debido a las grandes distancias a lossistemas interconectados brasileros, se estaría hablando deinterconexión de algunos sistemas aislados de Brasil con elsistema peruano. Se estarían disponiendo los estudioscorrespondientes apara afinar estas posibilidades.

El Consumo de Energía Eléctrica en GWh, por ventas aclientes finales, ha presentado una tendencia creciente duranteel período 1995-2002, con un crecimiento interanual promediode 5%. La evolución de las ventas a los clientes finales haseguido el patrón del incremento del nivel de competenciaentre las distintas actividades que llevó a la reducción deprecios descrita en capítulos anteriores. En particular, seobserva un incremento en la eficiencia de la generación para�� 65, al pasar de 28% en 1995 a tan solo 8% en2002. Por el otro lado, la participación de las ventas a clientesfinales realizadas por Distribuidoras se redujo de 64% en1995 a 58% en 2002 y la venta entre generadores pasó de9% en 1995 a 34% en 2002 reflejándose una optimizacióndel uso de la capacidad instalada.66

En el Gráfico 17 se puede observar las tendencias explicadas.

La evolución del consumo de energía eléctrica para clientesfinales de las empresas distribuidoras ha presentado uncrecimiento interanual promedio de 4% para el período 1995-2002, destacándose un decrecimiento de 2% en 2001. Estareducción podría explicarse por la tendencia creciente delconsumo de clientes finales de los generadores, el cual fue parael mismo período, de 33% interanual promedio, y en específicode 97% en 1997 y 28% en 2001. (Ver Gráfico 18 y Gráfico 19)

64. Nota de Prensa. Conexión eléctrica con Bolivia costaría unos US$ 80 millones. Fecha 01-09-2003.

65. Generación para uso propio es la utilización de la infraestructura para alimentar servicios auxiliares en el proceso de producción. Esto podría incluir la generaciónde vapor para la venta a terceros que podría verse reducida por autogeneración que no entraría en estos cálculos porque no es requerido reportarse. Dado elcrecimiento del consumo registrado y las mayores presiones competitivas, sin embargo, se estima que estos montos son relativamente pequeños.

66. Las ventas entre generadores eventualmente son consumidas por los consumidores finales. Debido a que un generador puede tener un contratos firmadocon una distribuidoras pero que podría haber generación más eficiente, resulta más rentable a ese generador comprar la energía que producirla. En caso dehidrologías abundantes y oferta hidroeléctrica creciente, como puede verse en la sección anterior, los costos marginales podrían ser significativamente menores.Por el otro lado, existen factores técnicos que incentivan la venta entre generadores, tales como los arranques y las paradas, en particular de las unidades devapor. Adicionalmente, dada la reserva significativa del sistema, es más barato comprar en el mercado ocasional dado que en esta circunstancia solo se remunera(adicionalmente a la potencia) a la energía hidro cuyo costo marginal es más bajo y en ciertas horas es la que fija el precio por ser la unidad de punta del sistema.

• Contratos Mayoristas, donde se transan grandescantidades de energía, que serían entre actores que puedencompetir como es el caso de los generadores, así comoaquellos clientes con demandas mayores (actualmente 1MW) que son considerados libres, o los casos en que laempresa distribuidora comercialice la electricidad a sus��

Los Contratos que se celebren en un régimen de libertad deprecios, entre las partes, deben presentar de manera separadalos precios acordados para cada una de las actividades(Generación, Transmisión y Distribución), así como los nivelesde calidad establecidos en la Norma Técnica de Calidad delos Servicios Eléctricos32 , para permitir la comparación delos precios regulados y libres, los cuales no pueden diferir��33 . Estos contratos deben ser de dominiopúblico y conocidos por OSINERG. El objetivo de establecerla comparación de precios en referencia, es recoger en losprecios regulados las señales de los precios libres, ya quese asume que estos últimos son "el resultado de un procesocompetitivo, que la regulación pretende emular en aquellossegmentos de consumidores que no tienen posibilidad denegociación por su nivel de consumo"34.

En los casos en que los Distribuidores comercialicen laenergía de sus clientes, está energía se considerará como

una Compra en Bloque. Está compra se efectuará en la Barrade Referencia del Generador, razón por la cual no estarásujeta a regulación de precios. Sin embargo, el precio quese fije en este punto, entre el generador y el distribuidor será��35 , al precio de la Barra de Referenciade Generación más representativa, siendo este el precio decompra de todos los clientes que abastece la distribuidoraa través de contratos36.

4.1 Evolución de los Precios Medios de EnergíaEléctrica a Clientes Finales

En el Gráfico 10 se puede observar la evolución de preciospara el período 1995 a Septiembre de 2002. Se puedeapreciar una tendencia significativa hacia la baja debido alas presiones competitivas por la entrada de nuevosgeneradores, así como los ciclos asociados a una mayordisponibilidad de agua en los embalses. Debido a que lasunidades son despachadas a sus costos marginales auditadosy los costos marginales de las unidades hidráulicas sonmenores en épocas de alta pluviosidad, los precios siguende cerca el comportamiento de los embalses. Se espera quela tendencia a la baja continúe en el corto y mediano plazodebido a la entrada de nueva generación utilizando comocombustible el gas natural de Camisea, el cual es máseconómico que el diesel o búnker utilizado actualmente.


1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

11,00

10,00

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,00

10,15 10,38 10,14

8,748,31

8,81 8,80

8,258,39

8,658,18

7,056,80 7,16 6,86

5,98

5,09 5,34 5,424,95 4,93

5,224,75

4,65

Total

Regulado

Simple

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Estadística Eléctrica EVOLUCIONES 1995-200. Página Web: http://www.mem.gob.pe/wmem/estadis/sse/evolucion/evolucion.pdf

32. Decreto Supremo N° 020-97-EM. "Normas Técnicas de Calidad de los Servicios Eléctricos.

33. Art. Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844.

34. OSINERG, Reporte Estadístico del Mercado Libre de Electricidad, marzo 2003. Para efectuar la comparación de precios se define el procedimiento definidoen el Artículo 129° del Reglamento de la Ley de Concesiones eléctricas.

35. Conforme a lo establecido en el Artículo 129° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 25844.

36. Artículo 4 y Disposición Final, del Reglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen de Libertad de Precios, publicado en el DecretoSupremo N° 017-2000-EM de fecha 18.09.2000.


Este tema de la expansión en Transmisión, también formaparte de las Reformas de Segunda Generación en donde elMinisterio de Energía y Minas determinó la necesidad decontar con una entidad encargada de la planificación yexpansión futura del Sistema de Transmisión, y la futuraestructuración de un único régimen legal aplicable a latransmisión, dado que esta actividad actualmente está reguladapor la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento; porlos Contratos BOOT, como son los casos de Transmantaro,Redesur, ISA-Perú y por el Contrato de Concesión de losSistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN-ETESUR,celebrado entre el Estado Peruano y REP.

• Distribución, es la encargada de entregar la energía enlos niveles de mediana y baja tensión a clientes finales. Esuna actividad regulada en donde la remuneración se definecon base en una empresa de referencia con costos eficientes("yardstick competition"), lo que le genera incentivos para sereficiente, ya que logrará una rentabilidad mayor si superaraciertos estándares en el período en que éstos estén vigentes.

• Comercialización, es la encargada de la facturación,medición y atención al usuario final, entre otras tareas. Aunquees considerada como potencialmente competitiva, el marcoregulatorio la incluye actualmente dentro de la actividad dedistribución, funcionando como un solo negocio.Dada la existencia de estos regímenes de precios (Libres yRegulados), se han dado diferentes transacciones en elmercado eléctrico, entre las que destacan:

• Mercado libre, para las transacciones entre clientes mayores,definidos actualmente como aquellos con demandassuperiores a 1 MW 30 , y las empresas suministradoras deelectricidad que puedan ser generadoras o distribuidoras. Elprecio, volumen y condiciones a transar son libres y sinintervención del Estado a través de contratos. Los contratos,sin embargo, son conocidos por OSINERG bajo términos deconfidencialidad.

• Mercado de Oportunidad. Funciona para transaccionesde corto plazo entre generadores a fin de cubrir lasdesviaciones entre la energía contratada y la energía realmentedemandada a mínimo costo31 . Las condiciones decontratación son libres entre las partes sin intervención delEstado. Este tipo de mercado no está definido de formaexplicita en los instrumentos que regulan el sector. El mismo

consiste en las negociaciones entre empresas generadoraspertenecientes al sistema interconectado cuyo despacho decarga es efectuado por el Comité de Operación Económicadel Sistema (COES). Las transacciones se realizan al costomarginal instantáneo correspondiente a la operación real delsistema en el período de la transacción. Este precio se registracada 15 minutos.

• Mercado de Servicio Público, destinado actualmente aclientes con consumos menores a 1MW. Adicionalmente, seconsiderarán en este grupo a aquellos clientes con unademanda superior a 1MW, cuando sus suministros seanabastecidos mediante un sistema eléctrico que no pertenezcaal COES. Los precios máximos son fijados por OSINERG, apartir del costo marginal de corto plazo de la generación y elvalor agregado de transmisión y distribución de loscorrespondientes sistemas económicamente adaptados.Estos mercados operan a través de contratos de suministrode electricidad, que se realicen entre los actores participantesdel Sector Eléctrico, los cuales pueden ser:

• Contratos de compra - venta de energía entre generadores;

• Contratos de suministro de energía de generador a cliente;

• Contratos de suministro de energía de generador adistribuidor;

• Contratos de suministro de energía de distribuidor a cliente;Dependiendo del volumen de potencia y energía que setranse, estos contratos se pueden dividir en:

• Contratos Minoristas, donde se transan pequeñascantidades de energía, que serían entre actores que nopueden competir, como son los casos de la transmisión ydistribución, así como aquellos clientes con demandasmenores al límite establecido en la Ley.Estos contratos sonregulados por OSINERG e incluyen los siguientes elementos:

• Las tarifas y compensaciones a titulares de Sistemas deTransmisión y Distribución;

• Las ventas de energía de generadores a concesionarios dedistribución destinadas al Servicio Público de Electricidad; y,

• Las ventas a usuarios del Servicio Público de Electricidad.

30. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctr icas. Decreto Supremo N° 009-93-EM, de fecha 19-02-1993. Art ículo 2.

31. Las reformas de segunda generación propuestas incluyen ampliar el mercado de oportunidad a las distribuidoras y grandes clientes. Esto traerá comoconsecuencia cambios institucionales, en particular en el funcionamiento y organización del COES.


Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Estadística Eléctrica EVOLUCIONES 1995-2002

Distribuidoras

Generadores

Para uso propio

Consumo Total20.00018.00016.00014.000

12.00010.000

8.000

6.0004.0002.000

01995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

13.623 14.30315.056 15.775

16.27517.140

18.200 19.283

8.674 8.7719.378

9.879

10.199

10.763 10.522 11.120

3.774 3.9723.073

4.130

4.3934.782

6.1066.651

1.5131.5711.5951.6831.7672.6051.5601.176

Gráfico 18. Distribuidoras - Evolución del Consumode Energía Eléctrica en GWh

Gráfico 19. Generadores - Evolución del Consumode Energía Eléctrica en GWh

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

01995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Regulado Libre Subtotal

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.

Estadística Eléctrica EVOLUCIONES 1995-2002

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

1.1761.560

3.073

4.1304.393

4.782

6.1066.651

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. Estadística Eléctrica

EVOLUCIONES 1995-2002


Los precios medios de energía eléctrica a clientes finales portipo de tarifa de las empresas de distribución se presentanen el Gráfico 20.

Las Pérdidas de Energía Eléctrica de la EmpresasDistribuidoras ha presentado una tendencia decrecientedurante el período 1995-2002, al pasar de 19,71% en 1995a 9,10% en 2002. Este comportamiento es reflejo de laprivatización de las empresas, las cuales tienen incentivospara reducir los costos e incrementar las ganancias, de formaopuesta a las empresas públicas que persiguen adicionalmenteotros objetivos (Ver Gráfico 21).


La distribución de energía es un monopolio natural68, por loque es necesario regular el precio de esta actividad (VAD),basándose en principios de eficiencia y utilizando mecanismosque simulen competencia. Frente a este contexto, el modelotarifario establece que los costos medios a reconocer en lafijación de la tarifa a nivel de distribución son los dados poruna empresa modelo eficiente, haciendo competir a lasdistribuidoras con dicha empresa ("yardstick competition").


En el sistema de distribución, el precio eficiente estárepresentado por el Valor Agregado de Distribución (VAD)

de una empresa modelo eficiente. El VAD representa el costototal en que incurre la empresa distribuidora de electricidadpara poner a disposición del cliente la potencia y energíadesde la barra equivalente de media tensión hasta el puntode empalme de la acometida respectiva. Sus componentesson los costos asociados al cliente independientemente desu demanda de potencia y consumo de energía; las pérdidastécnicas en potencia y energía; los costos estándares deinversión medido por el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR);y los costos de operación y mantenimiento por unidad depotencia suministrada.

Los costos de inversión estándar son calculados como laanualidad del VNR de un sistema económicamente adaptado,considerando su vida útil, que será de 30 años con base enlo establecido en el Reglamento de la Ley, y la tasa anual deactualización de 12% real. Por su parte, los costos asociadosal cliente corresponden a los costos de comercialización,tales como la lectura, procesamiento y emisión de la factura,reparto y cobranza. Estos costos son independientes de lademanda de potencia y consumo de energía. Mientras quelas pérdidas estándares de distribución de potencia y energíacomprenden tanto las pérdidas físicas como las comerciales.La Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento establecenel procedimiento seguido para la determinación del VAD. Acontinuación se describe de manera resumida en la Figura 4.

Gráfico 20. Precios Medios de Energía Eléctrica de lasDistribuidoras por Tipo de Tarifa en Ctv US$/KWh para el año 2002


16

14

12

10

8

6

4

2

0AT2 MT2 MT3 BT2 BT3 BT4 BT5R BT5NR BT6MT4

5,5 5,9 5,7 6,3

11,7

9,1 8,4

9,9 9,9

14,9

Fuente: Estadística Eléctrica 2001-2002. Ministerio de Energía y Minas. 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

20 %

18 %

16 %

14 %

12 %

10 %

8 %

19,70 %

17,00 %

14,50 %

12,40 %

11,30 %

10,40 %9,70 %

9,10 %

Fuente: Estadística Eléctrica 1995-2002. Ministerio de Energía y Minas.Página WEB: http://www.minem.gob.pe/wmem/publica/sse/plegable2001-02.pdf


68. En términos estrictos, el monopolio natural es la distribución de la energía por los cables o el negocio de los cables que incluye tanto a la transmisión comoa la distribución. Actividades tradicionalmente asociadas a la distribución, tales como la medición, facturación, cobranza y comercialización, pueden ser actividadescompetitivas.

Es responsabilidad del Directorio velar por el cumplimientode las disposiciones que le señalan la Ley, su Reglamento,las Normas Técnicas, las demás disposicionescomplementarias y el Estatuto del COES. Las funcionesbásicas del COES son:

1. Planificar la operación del SINAC y comunicar a losIntegrantes los programas resultantes para que operen susinstalaciones de acuerdo a ellos.

2. Controlar el cumplimiento de los programas de operacióny coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones.

3. Calcular los costos marginales de corto plazo del SINAC,de acuerdo al procedimiento que establece la Ley y elReglamento.

4. Calcular la potencia y energía firme de cada una de lasunidades generadoras que pertenecen a los Integrantes, deacuerdo al procedimiento que establece la Ley y elReglamento.

5. Garantizar a los Integrantes la compra o venta de energía,cuando por necesidades de operación económica del SINAC,se requiera la paralización o el funcionamiento de sus unidadesfuera de la programación. Estas transacciones se efectuarána costos marginales de corto plazo del SINAC.

6. Garantizar a todos los Integrantes la venta de su potenciacontratada, hasta el límite de su potencia firme, a precioregulado.

Es importante señalar que como parte de las Reformas deSegunda Generación el Ministerio de Energía y Minas revisala posibilidad de incorporar al Comité de Operación Económicadel Sistema (COES) a representantes de las empresas dedistribución, de los clientes libres y del Estado y analiza laconveniencia de mantener el actual sistema de POOL o demigrar a uno de tipo ISO (Operador Independiente delSistema).

La Ley28 establece la existencia de dos regímenes deprecios, que son:

• Precios Libres por medio de contratos donde se pactanlibremente los términos y condiciones entre las partes, y

• Precios Regulados que se pueden transar a través decontratos o a través de tarifas establecidas por OSINERG.

Nótese que no existe un mercado de corto plazo, tambiénllamado “Spot” o de diferencias como ocurre en la mayoríade los países. En Suramérica este mercado está basado enel despacho por costo marginales de corto plazo y unaremuneración a la potencia. Las reformas de segundageneración consideradas consideran el desarrollo de estemercado.

Tanto los Precios libres como los regulados deben ser definidoscon base en criterios de reconocimiento de costos deeficiencia, los cuales se estimarán considerando que laactividad de:

• Generación es la encargada de la producción de energíay provisión de potencia al sistema, siendo una actividaddonde existe libre acceso y mínimas barreras a la entrada,buscándose proveer al sistema al mínimo costo de generación.

• Transmisión es la encargada de "transportar" la energíadesde los centros de producción hasta los centros de consumo,en los niveles de alta y muy alta tensión. Es una actividadregulada que sólo reconoce inversiones óptimas por mediodel reconocimiento del Valor Nuevo de Reemplazo y pormedio de el menor canon para las expansiones yprivatizaciones. Se fomenta la inversión privada en laexpansión de las líneas de transmisión cuando el sistema lorequiere, a través del concurso público en la licitación deobras bajo el esquema BOOT29 (construir - ser propietario- operar - transferir al final de la concesión) asignada al postorque requiera la menor remuneración anual garantizada.

28. Ley de Concesiones Eléctricas 25844, Artículo 8.

29. El contrato es suscrito entre el Estado Peruano, a través del MEM, y la Empresa ganadora de la licitación, previo otorgamiento de la concesión por la DirecciónGeneral de Energía, cuyo plazo se define al momento de otorgar la misma, que en la práctica ha sido de aproximadamente 33 años. En el contrato se establecenlos derechos y obligaciones de las partes, así como las normas y procedimientos que regirán entre ellos para el diseño, suministro de bienes y servicios, construccióny explotación de la línea de transmisión eléctrica, la prestación del servicio, remuneración y factores de ajuste, y la transferencia de todos los bienes al Estadoal terminar la concesión.

4. Regímenes de Precios y Mercados

Eléctricos


3.3.3 Instituto de Defensa de la Competencia y de laPropiedad Intelectual (INDECOPI)24

El Instituto de Defensa de la Competencia y de la PropiedadIntelectual (INDECOPI), es un organismo creado en noviembrede 1992, adscrito al Ministerio de Industria, Turismo,Integración y Negociaciones Comerciales Internacionalescon personería jurídica de derecho público y que goza deautonomía técnica, económica, presupuestal y administrativa.Es el organismo encargado de la aplicación de las normaslegales destinadas a proteger:

a. El mercado de las prácticas monopólicas que resultenrestrictivas de la competencia en la producción ycomercialización de bienes y en la prestación de servicios,así como de las prácticas que generan competencia deslealy de aquellas que afectan a los agentes del mercado y a losconsumidores;b. Los derechos de propiedad intelectual en todas susmanifestaciones. Tiene tres oficinas destinadas para estasfunciones que son: la oficina de Signos Distintivos; la oficinade Invenciones y Nuevas Tecnologías; y la oficina de Derechosde Autor.c. La calidad de los productos.

3.3.4 Comité de Operación Económica del SistemaCOES25

El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) fuecreado en noviembre de 1992 con la finalidad de coordinarla operación de las centrales de generación y sistemas detransmisión que se encuentren interconectadas al mínimocosto, garantizando la seguridad del abastecimiento deenergía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursosenergéticos.

Dado que el Sistema de Transmisión de Perú se dividía enSistema Interconectado Centro Norte (SICN) y SistemaInterconectado del Sur (SISUR), se previo en la Ley que cadaCOES debía estar integrado obligatoriamente por:

a. Entidades cuya potencia efectiva de generación sea superioral 1% de la potencia efectiva de generación del sistemainterconectado y comercialicen más del 15% de su energíaproducida;b. Entidades titulares del Sistema Principal de Transmisión.c. Las entidades generadoras que no cumplan individualmentecon la condición señalada en el inciso a) podrán participaren el COES asociándose entre ellas y siempre que alcancenel referido límite, pudiendo acreditar sólo un representantepor todas ellas.

Bajo este criterio existían dos COES en el SistemaInterconectado que eran COES-SICN y COES-SISUR, loscuales entraron en funcionamiento en enero de 1995. Estasituación se modificó al integrarse los dos Sistemas en octubrede 2000, conformando lo que se paso a denominar SistemaInterconectado Nacional (SINAC). Es importante destacarque las disposiciones de coordinación que, en virtud de laLey y el Reglamento que emita el COES serán decumplimiento obligatorio para todos sus integrantes tantopara sus propias unidades como para aquellas unidades quetenga contratadas con terceros26 .

El COES esta constituido por una Asamblea, un Directorioy una Dirección de Operaciones, estando su funcionamientoregulado por un Estatuto que es aprobado por su directorio,y que debe ser del conocimiento de la Dirección General deEnergía y de OSINERG. El COES se disuelve únicamentepor mandato de la Ley o norma específica con rango de ley.

El Directorio representa el máximo órgano de decisión delCOES, y está conformado por siete miembros, elegidos porlos representantes de cada integrante del COES, de loscuales cinco son designados por los integrantes de generacióny dos por los de transmisión. Cada miembro del directoriotendrá una duración de dos años, siendo posible la reelecciónde cada director solo por un período consecutivo27.

24. Página WEB: http://www.indecopi.gob.pe/

25. La importancia del COES en la organización del Sistema Eléctrico Peruano es quizás su rasgo más característico. En primer lugar, el Estado (excepto porsu participación por medio de las empresas públicas) no tiene inherencia en la interacción de sus miembros y en la solución de controversias. En segundo lugar,sus miembros aprueban sus propias normas de funcionamiento. En tercer lugar, están en la capacidad de fijar precios para las transacciones, las cuales sonreferencias para los usuarios. En cuarto lugar, los costos de las unidades de generación son auditables y han sido auditadas (siendo la amenaza creíble) por loque los costos bianuales están bien definidos. Este arreglo tan peculiar se basa en que los distribuidores tienen que adquirir el 100% de sus requerimientos deenergía. Esto implica que la ganancia de uno es la pérdida de otros por lo que existen incentivos para que las reglas de distribución de los ingresos y costossean claras y los mecanismos de resolución de conflictos expeditos.

26. LCE 25844, Artículo 83°.

27. Modificación al Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 25844, en Decreto Supremo N° 017-2000-EM de fecha 18.09.2000

El VAD se calcula para cada nivel de tensión y para cadasector típico mediante estudios de costos. El sector típico sedetermina en función de una serie de parámetros como elconsumo promedio anual por cliente, la potencia instaladaen subestaciones de distribución por km de red de mediatensión, la longitud de redes de baja tensión promedio porcliente de baja tensión y la longitud de redes de media y bajatensión por consumo anual.

El estudio de costos requiere de la recopilación de informacióntécnica, comercial y económica del sistema eléctricoseleccionado como representante del sector típico,posteriormente se valida la información y se revisa inicialmentelos costos de explotación, gastos indirectos, estructura de laorganización y remuneraciones, con base en esta informaciónse obtiene el VNR propuesto por las empresas, el cual sirvecomo referencia para obtener el VNR de la empresa modeloeficiente. Ésta se construye considerando un desarrolloóptimo de las redes y asignando los recursos de explotacióntécnica y comercial, para calcular los componentes del VADeficientes. Posteriormente, utilizando el VAD obtenido, se

determina, para los siguientes 25 años, el flujo de ingresosnetos por sector típico aplicando las fórmulas tarifarias.Finalmente, considerando como inversión inicial el VNRreconocido para las empresas, se calcula la Tasa Interna deRetorno (TIR), que iguala los ingresos netos actualizados alVNR. Si esta tasa arroja un valor entre 8% y 16%, entoncesse aprueba el VAD calculado, caso contrario ésta debe deajustarse hasta que la TIR se encuentre en el límite del rangomás próximo.

7.1.2 Costos y Rentabilidad: El Valor Nuevo de Reemplazo(VNR)

El VNR representa el costo de renovar las obras y bienesfísicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnologíay precios vigentes, considerando además:

• Los gastos financieros durante el periodo de construcción,calculados con una tasa de interés que no puede ser superiora la tasa de actualización de 12% establecida por ley.


VNREmpresas deDistribución

CO y MEmpresas deDistribución

Ingresos

Determinaciónde los Sectores

Estudiosde Costos del VAD

Tarifa BaseVAD

Ajuste VAD

Yardstick

VAD Aprobado

SI

NO

Constantes y Variables de Cálculo

Factores de Expansión de perdidasEpFEPFEEFactores de CoincidenciaFactores de CoincidenciaHoras de Utilización

Benchmark

8 %<-TIR->16 %

Fuente: OSINERG


• Los gastos y compensaciones por el establecimiento de lasservidumbres utilizadas.

• Los gastos por concepto de estudios y supervisión.

El VNR de las empresas de distribución eléctrica es fijadopor OSINERG. Para dicho fin los concesionarios reportan lainformación de sus instalaciones y OSINERG, de acuerdocon lo que señala la LCE, puede rechazar fundadamente laincorporación de bienes innecesarios.

El concepto del VNR se utiliza en dos contextos, el primeropara calcular las inversiones de los bienes físicos de laempresa modelo que se toma de base para el cálculo delVAD, el segundo para que OSINERG fije el VNR de los bienesfísicos de las empresas concesionarias. Luego de calculadoel VAD, OSINERG debe proceder a verificar la rentabilidad,para lo cual se calcula los ingresos haciendo uso de la tarifabase (elaborado a partir del VAD calculado en el estudio).Asimismo, se calcula los costos estándares del ejercicioanterior tomando como inversión base el VNR (base delcálculo de la TIR) de las empresas distribuidoras. El cálculodebe averiguar si la TIR resultante se encuentra dentro delrango 8% y 16%. De ser así, el VAD resultante del estudioqueda aprobado, caso contrario se corrige.

El VNR supone realizar un análisis crítico de las instalacionesactuales, buscando el mínimo costo total que permite prestarel mismo servicio con la tecnología más económica. Loscostos unitarios considerados para el cálculo de las inversionesson los costos de mercado internacional alcanzables por lasempresas distribuidoras en el país, dado el marco institucionaly legal para los procesos de importación de insumos y equiposque las empresas requieren para la proyección ymantenimiento de las empresas de distribución.

La valuación de activos a valor nuevo de reemplazo paraefecto de la determinación de las tasas internas de retornosobre la inversión es un criterio utilizado frecuentemente enla regulación tarifaria. El punto de partida de este criterio esque el mercado no valoriza los activos a su precio histórico,sino al valor presente de obtener el mismo servicio provistopor el antiguo activo. Este criterio es distinto del de valuacióna costo de reproducción, lo que permite que el reguladorreplique el razonamiento de un operador racional al remplazar

los activos actualmente dedicados a la prestación del serviciopor otros que son técnica y económicamente eficientes.

La actividad de comercialización en un régimen de libertadde precios está sujeta a las disposiciones establecidas en el"Reglamento para la Comercialización de Electricidad en unRégimen de Libertad de Precios" , en donde se definen lasmodalidades de contratación de los clientes para adquirirelectricidad, las cuales son:

a. Compra de la electricidad en el punto de entrega a unoo varios suministradores.

b. Compra de la electricidad en las Barras de Referencia deGeneración a uno o varios suministradores y contratos porel servicio de transporte y/o distribución desde dichas Barrashasta el punto de entrega.

c. Cualquier combinación entre las opciones a) y b) queanteceden, de acuerdo a la definición del Punto de Comprao suministro.

Estos contratos son de dominio público y deben considerarcomo mínimo los siguientes criterios:

a. Separación de los precios de la electricidad para cada unode los conceptos involucrados, tales como precios al nivel deBarra de Referencia de Generación, costo por la transmisiónprincipal, costo por la transmisión secundaria, costo por el usode la red de distribución en media tensión y/o baja tensión, costode comercialización y demás costos que resulten pertinentes.Las facturas deben desagregar cada uno de los costos y/oservicios involucrados y anexar los cálculos necesarios.

b. Descripción de las condiciones de calidad en que e brindaráel servicio; estándar, superior o inferior. El nivel de calidadestándar, es el señalado en las normas y procedimientos técnicosestablecidos por los organismos competentes.

c. Descripción de las fórmulas con parámetros y variables deactualización de fácil constatación y entendimiento por parte delos Clientes.

8. Actividad de Comercialización

• Solución de controversias. Competencia de los CuerposColegiados, en primera instancia administrativa y por elTribunal de Solución de Controversias de OSINERG, ensegunda y última instancia administrativa. Quedan excluidasde esta función las que son de competencia de INDECOPI.La solución de controversias autoriza a los órganoscompetentes de OSINERG a resolver por la víaadministrativa los conflictos y las controversias que, dentrodel ámbito de su competencia, surjan tanto entre lasentidades, entre éstas y los usuarios libres y entre éstos,entre las cuales se pueden citar:

a. Controversias entre Generadores, entre Generadoresy Transmisores, y entre Transmisores del SistemaInterconectado Nacional, distintas a las originadas en elCOES y que se relacionen con materias sujetas asupervisión, regulación y/o fiscalización por parte deOSINERG.b. Controversias entre Transmisores y usuarios libres, yentre distribuidores y usuarios libres del subsector eléctrico,que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redestanto de los sistemas secundarios de transmisión y/o delos sistemas de distribución eléctrica.c. Controversias entre generadores y distribuidores, entregeneradores y usuarios libres, entre distribuidores, entreusuarios libres y entre transmisores y distribuidores eléctricos,relacionadas con aspectos técnicos, regulatorios, normativoso derivados de los contratos de concesión; sujetos asupervisión, regulación y/o fiscalización por parte deOSINERG.

• Solución de Reclamos de Usuarios de Servicio Público,ejercida por las propias entidades, en primera instanciaadministrativa, y en vía de apelación por la Junta deApelaciones de Reclamos de Usuarios, en segunda y últimainstancia administrativa. Entre los reclamos se pueden citarlos siguientes: Instalación o activación del servicio;suspensión ó corte; calidad e idoneidad en la prestacióndel servicio; facturación y cobro; cobros por cortes yreconexiones; errores de medición y/o facturación; ycompensaciones por interrupción parcial ó total del servicio.

En la Figura 2 se presenta el Organigrama de OSINERG.



Danilo Valenzuela


Julio Salvador


Danilo Valenzuela


Julio Salvador

CONSEJODIRECTIVOPresidencia

Alfredo Dammert

GERENCIAGENERAL

Edwin Quintanilla

Tribunal de soluciónde controversias

Oficina de AuditoríaInterna

Enrique Pareja

Oficina deComunicaciones

Luis Castillo

Junta deapelacionesde reclamosde usuarios

SecretaríaTécnica

CarlosPalacios

Cuerpocolegiado desolución de

controversias

Asesoría de la Alta Dirección

Antonio VallejosFrancisco García

Luis Avalos

Gerencia Adjunta deRegulación Tarifaria

División deGeneración yTransmisión

Eléctrica

División deDistribución

Eléctrica

División deGas Natural

Gerencia Legal

José Luis Luna

Oficina de EstudiosEconómicos

José Gallardo

Oficina dePlaneamiento y

Control de GestiónGuillermo Shinno

Oficina dePost- Privatización

Eduardo Jané

Oficina deInformática

Julio Puertas

Oficina deAdministración

y FinanzasMa. Luisa Sabogal

Unidadde Generación

Unidad de Exploracióny Explotación

Unidadde COES

Unidad de Distribucióny Alumbrado Público


Unidad de Calidady de Servicio

Unidad de Seguridady Medio Ambiente

Unidad de Terminalesy Transportes


Unidad deProcesamientos

y ductos

Unidad de GLPy Gas Natural

Unidad deMedio Ambiente

Unidad deFiscalización

Especial

Fuente: Página Web de OSINERG. http://www.osinerg.org.pe/


3.3.2 Organismo Supervisor de Inversión en Energía(OSINERG)20

El Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERG)es creado mediante Ley en diciembre de 199621 , ampliándosesus competencias a través de la publicación de la Ley Marcode Organismos Reguladores22 el 29 de julio de 2000,quedando establecido en está última, que es un organismopúblico descentralizado adscrito a la Presidencia del Consejode Ministros, con personería jurídica de derecho públicointerno, patrimonio propio y autonomía administrativa,funcional, técnica, económica y financiera. Tiene competenciapara supervisar y fiscalizar a las entidades que desarrollaactividades relacionadas con los subsectores de electricidade hidrocarburos, velando por la calidad, seguridad y eficienciadel servicio y/o productos brindados a los usuarios en generaly cuidando la adecuada conservación del medio ambiente.Asimismo, OSINERG regula las tarifas y fija los distintosprecios regulados del servicio eléctrico, las tarifas del serviciode transporte de hidrocarburos por ductos y las de distribuciónde gas natural por red de ductos.

Las Funciones asignadas a OSINERG son:

• Normativas. Son aquellas competencias del ConsejoDirectivo de OSINERG las descritas en la Ley. Cualquierano definida corresponde al Ministerio de Energía y Minas,como responsable del Sector Energía23 . En su funciónnormativa OSINERG puede dictar disposiciones de caráctergeneral, por medio de resoluciones, sobre los siguientesasuntos:

a. Sistemas tarifarios o regulatorios o, mecanismos para suaplicación.b. Mecanismos de participación de los interesados en elproceso de aprobación de dispositivos y normas de caráctergeneral, incluyendo las reglas de publicación previa y derealización de audiencias públicas, para tales efectos.c. Reglas a las que están sujetas los procedimientos que sesigan ante cualquier órgano de OSINERG, incluyendo los dereclamos de usuarios y de solución de controversias.

d. Cláusulas generales de contratación aplicables a loscontratos de prestación de los servicios públicos de suministro

de electricidad y del servicio de transporte de hidrocarburospor ductos y distribución de gas natural por red de ductos,de acuerdo con lo establecido en los contratos de concesióny normas legales aplicables.

• Reguladora. El Consejo Directivo de OSINERG, medianteResoluciones, tiene la facultad para fijar tarifas del serviciopúblico de electricidad así como del servicio de transportede hidrocarburos por ductos y distribución de gas natural porred de ductos, en los mercados regulados tales como:

a.Tarifas en barras en el subsector electricidad.b. Tarifas para los usuarios de servicio publico de electricidad.c. Tarifas de transmisión principal y secundaria en el subsectorelectricidad.d. Tarifas del servicio de transporte de hidrocarburos porductos.e. Tarifas de distribución de gas natural por red de ductos,así como de distribución de electricidad.

• Supervisora ejercida por la Gerencia General de OSINERG,le permite verificar el cumplimiento de las obligaciones legales,técnicas y aquellas derivadas de los contratos de concesión,por parte de las entidades y demás empresas o personasque realizan actividades sujetas a su competencia. Asimismo,la función supervisora permite verificar el cumplimiento decualquier mandato o resolución emitida por el propio OSINERGo de cualquier otra obligación que se encuentre a cargo dela entidad supervisada.

• Fiscalizadora y sancionadora, puede ser ejercida de oficio,o por denuncia de parte. Las sanciones serán impuestas porla Gerencia General. Sus resoluciones podrán ser apeladasante el Consejo Directivo, quien resuelve en segunda y últimainstancia administrativa. Apelaciones adicionales se cursana través de tribunales ordinarios. Está función le permiteimponer sanciones a las entidades que realizan actividadessujetas a su competencia por el incumplimiento de lasobligaciones legales, técnicas y aquellas derivadas de loscontratos de concesión, así como de las disposicionesreguladoras y/o normativas dictadas por OSINERG.

20. Página Web: http://www.osinerg.org.pe/

21. Ley del Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERG) N° 26734, de fecha 31/12/96.

22. Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, N° 27332, de fecha 29 de julio de 2000.

23. Tanto OSINERG como el Ministerio admiten que han existido conflictos de competencia y falta de coordinación. Entre las Reformas de Segunda Generación,previstas para el año 2004, está planteada una mayor definición de las competencias de cada ente.

9.1 Plan Referencial de Electricidad 2001-2010

En el Plan Referencial de Electricidad 2001-201069 , serealizaron las proyecciones de los balance de oferta y demanda

de potencia eléctrica para el período en referencia, estructuradoscon base en tres escenarios que denominaron Optimista, Basey Pesimista, en donde se muestra que la demanda proyectadaes ampliamente abastecida, estando el margen de reservamedio para los tres escenarios alrededor del 30%. En el Cuadro7 se presentan los nombres de los Proyectos Factible de realizardurante el período 2001-2010, para cada uno de los escenariosen referencia.

69. Plan Referencia l de Electr ic idad 2001-2010 elaborado por e l Min is ter io de Energía y Minas de Perú. Página Web:http://www.mem.gob.pe/wmem/publica/oterg/plan2001-2010.asp . Este plan en teoría debería ser actualizado todos los años. En el Plan de Reformas de SegundaGeneración, está prevista la creación de una entidad independiente que se encargue de su realización. Funcionarios del Ministerio de Energía y Minas estimanque el próximo Plan debería estar listo en el 2004, elaborado por esta nueva entidad y con el apoyo de una firma consultora.

Optimista

• Resev. San Diego -CH Cañón del

Pato (existente) (25 MW)


(Existente) (90 MW)


• 2*TG 150 MW (300 MW)



• 2*TG 172 MW (344 MW)


• Recup. CH. Machupicchu 2da. Etapa (82)





• 2*TG 172 MW (344 MW)


• 1*TV 125 MW CT. Ilo 3 (125 MW)


• CH Ocoña (150 MW)

• CH Quitaracsa (112 MW)

• 1*CC 248 MW (248 MW)

• 2*CC 248 MW (496 MW)

Base




(Existente) (90 MW)


• 1*TG 150 MW (150 MW)



• 1*TG 172 MW (172 MW)







• 1*TG 172 MW (172 MW)


• 1*TV 125 MW CT. Ilo 3 (125 MW)


• 1*TG 172 MW (172 MW)

• 1*TG 172 MW (172 MW)

• 1*CC 248 MW (248)

Pesimista




(Existente) (90 MW)










• 1*TG 172 MW (172 MW)


• 1*TV 125 MW CT. Ilo 3 (125 MW)


• 2*TG 172 MW (344 MW)

Años

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

(*) No incluye potencia adicional; corresponde exclusivamente a cambio de combustible de Diesel N° 2 a gas natural.(**) Se incluye el incremento de C.H. Yaupi en 24 MWFuente: Plan Referencial de Electricidad 2001-20010. Ministerio de Energía y Minas


9. Balances de Oferta y Demanda

de Energía 2001-2010


En relación con la Demanda de Potencia, la proyección serealizó con base en la máxima demanda de potencia para elSistema Eléctrico Interconectado Nacional para los tresescenarios, estimándose una tasa de crecimiento promedioanual para el período 2001 - 2005 para los escenariosOptimista, Base y Pesimista de 9,3%; 7,1% y 5,0%respectivamente. Para el período 2005 - 2010 esta tasa decrecimiento para los mismos escenarios se estimó sería de5,5%; 4,2% y 2,8% respectivamente.

La definición de estos escenarios se sustentafundamentalmente en previsiones de evolución del ProductoBruto Interno y del crecimiento de la población. En estesentido se tiene que:

• Escenario Pesimista: es el escenario bajo en donde seconsidera un crecimiento económico interanual promedio de2,07% para el período 2001-2010. Los megaproyectos minerosno se llegan a ejecutar en el período de proyección. La tasade crecimiento poblacional considerada para este escenarioes de 1,32% interanual promedio para el período en referencia,utilizando proyección de la hipótesis baja elaborada por elInstituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).•Escenario Base: es donde se considera la proyección basedel crecimiento económico interanual promedio de 3,70%.Los proyectos de inversión mineros son considerados a lafecha de entrada en operación reportada por ellos mismosy con una probabilidad de ocurrencia superior al 85%. Latasa de crecimiento poblacional considerada para esteescenario es de 1,54% interanual promedio para el períodoen referencia, utilizando la proyección de la hipótesis mediaelaborada por el INEI.

• Escenario Optimista: es el escenario alto en donde seconsidera un desarrollo económico más acelerado con unatasa de crecimiento económico interanual promedio de 4,57%.Se incorpora la totalidad de los proyectos de inversión,inclusive los que han sido postergados por la coyuntura delas cotizaciones o que les falta definición por parte de lospropietarios. La tasa de crecimiento poblacional considerada

para este escenario es de 1,74% interanual promedio parael período en referencia, utilizando la proyección de la hipótesisalta elaborada por el INEI.

En los Gráfico 22, Gráfico 23 y Gráfico 24, se presentan lasproyecciones, para el Sistema Interconectado Nacional, delos Balances de Energías y Potencia para los tres escenariosen referencia. Es importante señalar que la informaciónpresentada en el Plan Referencial de Electricidad 2001-2010,tenía estimados los años 2001 y 2002, dado que se disponede la información real la misma fue actualizada para el casode la Potencia Instalada en MW, observándose tan solo unadiferencia mínima de aproximadamente 10MW.

En el Plan Referencial 2001-2010, también se realizaronprevisiones de expansión de la transmisión (SistemaInterconectado Nacional). En este sentido se consideraronpara los años 2001-2002 en los tres escenarios los proyectosde expansión de la transmisión comprometidos o enconstrucción, así como las subestaciones asociadas a losmismos, los cuales se presentan en el Cuadro 8 y Cuadro 9.


10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

02001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010



En particular los concesionarios de distribución están obligados a:

a. Dar servicio a quien lo solicite dentro de su zona deconcesión o a aquellos que lleguen a dicha zona con suspropias líneas, en un plazo no mayor de un año y que tengancarácter de Servicio Público de Electricidad;

b. Tener contratos vigentes con empresas generadoras quele garanticen su requerimiento total de potencia y energíapor los siguientes 24 meses como mínimo;

c. Garantizar la calidad del servicio que fije su contrato deConcesión; y,

d. Permitir la utilización de sus sistemas por parte de terceros,para suministrar energía a usuarios que no tengan el carácterde Servicio Público de Electricidad, ubicados dentro o fuerade su zona de concesión.


La Ley prevé que un mismo titular, o quien ejerza directa oindirectamente el control de éste, no deberá realizar lasactividades de Generación y/o Transmisión perteneciente alsistema principal y/o distribución, salvo en el caso de losSistemas Aislados.

En los casos de los Sistemas Aislados14 , los concesionariosde distribución que dispongan de generación y transmisiónpropia para atender parcial o totalmente su demanda, noestán obligados a separar sus actividades, sino a llevar porseparado una contabilidad de costos para cada una de ellas.Es importante señalar que a partir de la publicación de la LeyAntimonopolio y Oligopolio del sector eléctrico15 , se introduceen la Ley16 una modificación que permite la existencia deconcentraciones de tipo vertical u horizontal, en aquelloscasos que no impliquen una disminución, daño o restriccióna la competencia y libre concurrencia en los mercados delas actividades de generación, transmisión y distribución, oen los mercados relacionados.

En este sentido la Ley Antimonopolio y Oligopolio define loslímites máximos de concentración horizontal y verticalpermitidos, los cuales son de 15% y 5% de la participacióndel mercado relevante, respectivamente. Es responsabilidadde INDECOPI autorizar niveles iguales o superiores a losprevistos, previa evaluación de los mismos, para constatarsi afectan o no la competencia de la actividad. El INDECOPIpuede establecer multas a las empresas eléctricas en casode incumplimiento en los porcentajes de concentraciónpermitidos, o en caso de no solicitar las autorizacionesindicadas, así como por el no suministro de la informacióndentro de los plazos establecidos. Corresponde a OSINERGla determinación semestral de los porcentajes de participaciónen el mercado de las empresas que desarrollan actividadesde generación y/o de transmisión y/o de distribución deenergía eléctrica, con base en las declaraciones juradas quesemestralmente deberán presentarle dichas empresas17.

3.3 Instituciones u Organismos

Las instituciones u organismos encargados del funcionamientodel Sector Eléctrico Peruano son:

3.3.1 El Estado 18

El Estado está representado por el Ministerio de Energía yMinas, quien a su vez es el órgano de adscripción de lassiguientes unidades o entes:

• Oficina Técnica de Energía. Propone y evalúa la políticaenergética nacional de mediano y largo plazo, elaborando elPlan Referencial para el Sector Electricidad, que es undocumento que muestra la situación del sector eléctrico, lasproyecciones de demanda, oferta y transmisión de energíaeléctrica para un horizonte de planeamiento de diez años19.

• Dirección General de Electricidad. Tiene como funciónprincipal el otorgamiento de concesiones y autorizacionespara el desarrollo de las actividades de generación, transmisióny distribución de energía eléctrica, así como el velar por elcumplimiento de las disposiciones legales existentes paraeste sector (Ley de Concesiones Eléctr icas) .

14. Se refiere a aquellos sistemas que no se encuentran conectados al Sistema Interconectado.

15. Ley N° 26876, de fecha 19 de noviembre de 1997. Documento disponible en la siguiente dirección: http://www.mem.gob.pe/wmem/publica/sse/compendio/l26876.pdf

16. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 25844 de fecha 19 de noviembre de 1992. Artículo 122°.

17. Son pocos los casos en los que se recomienda tener una integración vertical de las actividades porque generalmente se dificulta la competencia y facilita elejercicio de poder de mercado por parte de los oferentes.

18. Página Web: http://www.mem.gob.pe/

19. Plan Referencial de Electricidad 2001-2010. Página Web: http://www.mem.gob.pe/wmem/publica/oterg/plan2001-2010.asp A pesar de que este plan deberíaactualizarse cada año, existe un retraso de dos años. En los actuales momentos se está trabajando en la nueva versión que debería cubrir el período 2004-2013,incorporando las reformas de segunda generación a los supuestos.


1. Otorgamiento de Concesión10 por parte del Estado através de la Dirección General de Energía (DGE), en lossiguientes casos:

• Actividad de Generación que utilice recursos hidráulicos ygeotérmicos, cuando la potencia instalada sea superior a 10MW;• Actividad de Transmisión cuando las instalaciones afectenbienes del Estado y/o requieran la imposición de servidumbrepor parte de éste;• Actividad de Distribución con carácter de Servicio Públicode Electricidad, cuando la demanda supere los 500 kW. Lademanda en referencia será la demanda agregada de todoslos servicios interconectados, a ser atendidos por una mismaempresa de distribución.

2.Otorgamiento de Autorizaciones por parte del Estado através de la Dirección General de Energía (DGE), únicamentepara el caso de la Actividad de Generación cuando la mismasea termoeléctrica, geotérmica e hidroeléctrica, no requieraconcesión, y su capacidad instalada sea superior a 500 kW.

3. Libremente. En los casos en que no se requiera Concesiónni Autorizaciones, las tres actividades (Generación,Transmisión y Distribución), deberán cumplir las normastécnicas y disposiciones de conservación del medio ambientey del Patrimonio Cultural de la Nación. El titular de cadaempresa, sin embargo, obligatoriamente deberá informar alMinisterio de Energía y Minas el inicio de la operación y lascaracterísticas técnicas de las obras e instalaciones.

Las concesiones serán otorgadas por plazos que varían deacuerdo con la actividad, si el bien fue privatizado, y losmontos de inversión requeridos, siendo generalmente plazossuperiores a los 30 años, y otorgadas mediante ResoluciónSuprema refrendada por el Ministerio de Energía y Minas11.

Existe la figura de las concesiones temporales para los casosde realización de estudios de centrales de generación,subestaciones y líneas de transmisión, las cuales permitenutilizar bienes de uso público y el derecho de obtener laimposición de servidumbres. Tienen un plazo máximo de dos(2) años, pudiendo renovarse por una sola vez a solicitud delpeticionario y hasta por el mismo plazo12 .

Las concesionarias de la actividad de transmisión tienen laobligación de permitir la utilización de sus sistemas por partede terceros, quienes deberán asumir los costos de ampliacióna realizarse en caso necesario y las compensaciones por eluso que sean fijadas por OSINERG.

Los concesionarios de distribución, tendrán exclusividad desu zona13 , la cual no podrán reducir sin previa autorizacióndel Ministerio de Energía y Minas, y en el caso de ampliaciónde sus límites lo deberán realizar previa notificación al mismo.Los límites en referencia serán regularizados cada dos (2)años mediante un procedimiento similar al de las concesionesdefinitivas.

Las empresas que se encuentren operando bajo la modalidadde concesionarias, tendrán las siguientes obligacionesprevistas en la Ley:

a. Efectuar los estudios y/o la construcción de las obras enlos plazos señalados en el respectivo contrato de concesión;

b. Conservar y mantener sus obras e instalaciones encondiciones adecuadas para su operación eficiente, deacuerdo con lo previsto en su contrato de concesión;

c. Aplicar los precios regulados fijados por OSINERG.

d. Presentar la información técnica y económica a losorganismos normativos y reguladores en la forma y plazosfijados en el Reglamento;

e. Cumplir con las disposiciones del Código Nacional deElectricidad y demás normas técnicas aplicables;

f. Facilitar las inspecciones técnicas a sus instalaciones quedispongan los organismos normativos y reguladores;

g. Contribuir al sostenimiento de los organismos normativos;reguladores y fiscalizadores mediante aportes fijados por elMinisterio de Energía y Minas, que en ningún caso podránser superiores al uno por ciento (1%) de sus ventas anuales;

h. Cumplir con las normas de conservación del medio ambientey del Patrimonio Cultural de la Nación.

10. Los límites para el otorgamiento de Concesiones son los establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 25844 de fecha 19 de noviembre de 1992.

11. Se requiere el previo cumplimiento con los procedimientos para realizar la solicitud de Concesión Definitiva, exigidos en el Artículo 25° de la Ley y lo previstoen los artículos del 37° al 41° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Decreto Supremo N° 009-93-EM, de fecha 19-02-1993.

12. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 25844 de fecha 19 de noviembre de 1992. Artículo 22° y 23°.

13. Un mecanismo para limitar el alcance de su exclusividad, la cual inhibe la competencia, es por medio de la modificación de los limites para ser catalogadocomo cliente libre. A medida que el nivel baja, más competitivo se vuelve el mercado siguiendo el efecto descrito anteriormente.

Gráfico 23. Balance Oferta-Demanda en MW 2001-2010.Escenario Base

Gráfico 24. Balance Oferta-Demanda 2001-2010 en MW.Escenario Pesimista

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

02001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010



10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

02001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010





Zapallal

Paramonga

Oroya Nueva

Paragsha II

Paragsha II

Yuncán

Yuncán

Iacna

Moguegua

Puno

Machupichu

Machupichu

Aguaytía

Paramonga

Chimbote

Carhuamayo

Carhuamayo

Derv. Antamina

Carhuamayo

Carhuamayo

Moguegua

Puno

Juliaca

Cachimayo ELP

Cachimayo INCASA

Pucallpa

220

220

220

220

220

220

220

220

220

138

138

138

138

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

2001

2001

2002

2002

2002

2002

2002

2001

2001

2001

2001

2001

2002

2da Terna

2da Terna




Cambio de tensión a 220 kV

2da terna proyecto CH Yuncán



Cambio de tensión 60 kV a 138 kV



Enlace de Sistema Aislado

Línea de Transmisión Tensión kV Ternas Años de Servicio Descripción




Zapallal

Paramonga

Chimbote

Oroya Nueva

Carhuamayo

Paragsha II

Deriv. Antamina

Aguaytía

Aguaytía

Pucallpa

Socabaya

Tacna

Tacna

Puno

Puno

Puno

Juliaca

Azángaro

220

220

220

220

220

220

220

220/138

138

138

220

220

220/138

220

220/138

138

138

138

2

2

1

2

3

2

1

-

1

1

2

1

-

1

-

2

1

1

-

-

-

-

-

50

-

50

-

-

-

-

50

-

100

-

-

-

2001

2001

2002

2002

2002

2002

2002

2002

2002

2002

2001

2001

2001

2001

2001

2001

2001

2001

Zapallal - Ventanilla y Paramonga

Paramonga - Zapallal y Chimbote

Paramonga - Chimbote

Oroya Nueva - Carhuamayo y Adecuación

Carhuamayo a Pargasha II, Oroya Nueva

Paragsha II - Carhuamayo y Deriv. Antamina, Transf. 220/138 kV

Paragsha II - Derivación Antamina

220/138 kV - 50 MVA y Salida 138 kV



Socabaya - Cotaruse

Tacna - Moquegua

Transformación 50 MVA - 220 / 138 kV

Puno - Moquegua

Transformación 100 MVA - 220/138 kV

Celdas de Conexión a Sistema Existente y Enlace Puno Juliaca

Juliaca - Puno

Azángaro - Puno

Subestación Tensión kV Celdas deSalida

Transf.MVA

Añode Servicio Descripción del Proyecto Asociado

3.1 Clientes

Los Clientes se dividen en dos categorías de acuerdo conlímites establecidos en el Reglamento de la Ley deConcesiones Eléctricas (LCE) y que puede ser modificadopor el Ministerio de Energía y Minas mediante ResoluciónMinisterial6.

• Los clientes no regulados o libres: son aquellos clientescon una demanda superior a 1MW que realizan sustransacciones en forma libre7.

• Los clientes regulados: que pertenecen al servicio públicode electricidad, sujetos a tarifas reguladas por OSINERG,serán aquellos con una demanda inferior a 1MW.Adicionalmente, se considerarán en este grupo a aquellosclientes con una demanda superior a 1MW, pero cuando sussuministros son abastecidos por un sistema eléctrico que nopertenece a un Comité de Operación Económica del Sistema(COES).

Entre los temas considerados en las reformas de segundageneración se encuentra la reducción del límite de potenciapara calificar como gran usuario a 0,5 MVA. Esto traeríacomo consecuencia una mayor profundización de estemercado. En la actualidad hay unos 30 grandes usuariospero la reducción podría llevar este número a más detrescientos lo que permitiría la aparición de la figura delcomercializador. Esta actividad competitiva contempladaactualmente en la ley pero que en la práctica no existe,permite transferir el riesgo de la volatilizad al actor que de

manera más económica puede manejarlo. Dado que otra delas reformas de segunda generación sería incrementar laeficiencia del mercado mayorista, lo que implica tener períodosde valoración de la energía más cortos8 , se tendría variacionesde precio importantes. Ahora, si más actores pueden escogersu proveedor, buscarán al que le otorgue las mejorescondiciones, generalmente se buscan precios más bajos. Siestos usuarios subsidiaban de forma implícita a otros usuarios,esta fuente de ingreso para los subsidiados desaparecerían.En un mercado verdaderamente competitivo, este efectoforzaría a que los usuarios afronten los verdaderos costosque le generan al sistema. Si el gobierno tiene una políticade servicio universal, como es el caso del Perú, entonces esrequerido que se implementes esquemas de subsidiosexplícitos para evitar distorsiones en las tarifas queeventualmente pudiesen llevar a comprometer la existenciade las empresas del sector.

3.2 Empresas Eléctricas

Con base en lo establecido en la Ley9 , para la prestaciónde servicio público de electricidad, se prevé que las actividadesde generación, transmisión y distribución de energía eléctricapueden ser desarrolladas por personas naturales o jurídicas,nacionales o extranjeras.

En este sentido se definen tres modalidades de operaciónpor parte de las empresas eléctricas como son:

6. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Decreto Supremo N° 009-93-EM, de fecha 19-02-1993. Artículo 2.

7. Estos clientes son clasificados como no regulados o libres de manera automática, sin tener opción de permanecer como clientes regulados, lo que ha ocasionadoque algunos clientes libres decidan dividir su carga y tener dos medidores, con la finalidad de seguir siendo clientes regulados. En entrevistas realizadas convarias empresas, tanto de generación como de distribución, así como con el regulador, se plantea este problema, el cual piensan se agravaría si se reduce elnivel para ser cliente libre. El regulador esta consciente de este problema y se ha comprometido a desarrollar una campaña comunicacional para que los clienteslibres conozcan los beneficios que el mercado les ofrece, dado que considera que el mercado es lo suficientemente competitivo como para producir ahorrossignificativos que tenderán a ser mayores con la entrada del gas de CAMISEA.

8. Debido a que la electricidad no se almacena de forma económica en sistemas de generación mixtos térmicos-hídricos como el peruano, las unidadesdespachadas tienen costos variables crecientes (y típicamente costos fijos relativamente bajos) lo que hace que el costo de la energía despachada de formacentralizada y valorada al precio de la última unidad despachada sea creciente con el nivel de demanda. En este tipo de sistemas, también llamados marginalistas,los precios se fijan en períodos de tiempo muy breves, por ejemplo cada cinco minutos y se promedian durante un período un poco más largo, por ejemplo unahora. Esto produce variaciones muy significativas durante un día, es decir, la relación entre el precio más bajo y el precio más alto dentro de un mismo día enun mercado competitivo puede ser veinte o treinta. Sin embargo, un cliente final podría no manejar esta variabilidad. Un comercializador podría comprar la energíaen el mercado spot y vender a un precio fijo, o alternativamente firmando un contrato de largo plazo con un generador, absorbiendo el riesgo de incremento deprecios por una prima. Mas aún, los comercializadores generalmente proveen los llamados servicios de energía los cuales consisten en que el comercializadorinvierte fondos para mejorar la eficiencia de la planta eléctrica de los usuarios. Los usuarios siguen pagando la misma factura o un monto ligeramente inferior yel comercializador se queda con la diferencia para amortizar las inversiones con una cierta rentabilidad. Este mecanismo permite aumentar la eficiencia de laindustria al disminuir los costos de energía, reducir emisiones de las plantas de generación e incluso retrazar inversiones para la expansión del sistema.

9. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) 25844 de fecha 19 de noviembre de 1992.


Propiedad del Estado:• Electronorte Medio S.A. - HIDRANDINA• Electrocentro S.A.• Electro Oriente S.A.• Electro Sur Este S.A.• Electronoroeste S.A.• Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.• Electronorte S.A.• Electro Puno S.A.• Electro Ucayali S.A.• Electrosur S.A.• Servicios Eléctricos Rioja S.A.• INADE - Proyecto Especial Chavimochic.• Electro Pangoa S.A.



• Edelnor S.A.: Grupo ENERSIS, mult inacionallatinoamericana, conformada por ENDESA S.A. con un 65%,A.F.P. con un 12,62%, CitiBank N.A. con 3,97%, Corredoresde Bolsa, F.M., y Companías de Seguro 10,95%, Fondos deInversión Extranjeros 0,19% y otros accionistas 7,27%.

• Luz del Sur S.A.: Empresas privatizadas en julio de 1994,con la venta del 60% de sus acciones a Inversiones DistrilimaS.A. (grupo ENDESA) y Ontario Quinta AW (consorcio chilenocanadiense), respectivamente, al contado y sin compromisode inversión.

• Electro Sur Medio S.A.: En marzo de 1997 el Estadovendió la totalidad de su participación a HICA InversionesS.A. (Consorcio peruano argentino), el 50% a ser pagado enefectivo en un plazo de ocho años y el otro 50% a sercancelado con compromiso de inversión en obras rurales enun plazo de seis años, con las acciones correspondientes aesta última se constituyó un fideicomiso administrado porCOFIDE, las que se liberan según se cumple el compromiso.La posición contractual de ELECTROPERU en este contratoha sido cedida a FONAFE en diciembre de 2002.

• Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A.: Empresasadquiridas por Luz Del Sur (EDE Cañete) y por InversionesDistrilima S.A. (EDE Chancay), al contado y sin compromisode inversión.

Los actores que intervienen en el Sector Eléctrico Peruanoson, por el lado de la demanda, los clientes tanto reguladoscomo grandes clientes. Por el lado de la oferta participan lasempresas eléctricas, y para garantizar el funcionamiento delsector de forma eficiente se encuentran instituciones uorganismos encargados de la normativa, fiscalización,regulación, competencia honesta y operación del mismo(Figura 1). En septiembre de 2004 se espera que comiencea operar la interconexión con Ecuador que inicialmente seríauna demanda. En etapas posteriores Ecuador podría sertambién parte de la oferta. Igualmente se podrían tenerintercambios con Bolivia, Brasil y Chile.

3. Actores que Intervienen en el Sector

Eléctrico Peruano


Clientes

MEMDirección General de

Electricidad

OSINERGOrganismo Supervisor

de Inversión de Energía

INDECOPIInstituto de Defensa de la

Competencia y la Propiedad Privada

COESComité de Operación

Económica del Sistema

Generación

Transmisión

Distribución

Empresas Eléctricas

Fuente: Elaboración Propia

Para el período 2000 - 2005, se previo para los tres escenariosla realización de proyectos de ampliación de la red eléctricaen los niveles de tensión de 138 kV y 220 kV, así como de

las subestaciones asociadas a estas ampliaciones, los cualesse presentan en los Cuadro 10 y Cuadro 11.





Repartición - Majes - Camaná



Iquitos - Nauta



La Oroya - Tarma



Nauta - Requena



138

138

138

138

138

138

138

220

138

138

138

138

110

105

222

80

122

224

32

131

138

90

95

149

2000

2001

2001

2002

2002

2003

2003

2003

2004

2005

2005

2005

Departamento de Arequipa












Línea de Transmisión Tensión kV Añode Servicio

DescripciónLongitud (kM)



Iquitos - Nauta



La Oroya - Tarma



Nauta - Requena



1x7

1x7+1x15

1x7

1x15+1x7

1x10

1x7

40

-

1x5

15

1x7

2001

2001

2002

2002

2003

2003

2003

2004

2005

2005

2005












Añode Servicio Descripción del Proyecto AsociadoS.E. (MVA)Proyecto


Los nuevos proyectos de expansión de la transmisión hansido determinados a partir de los requerimientos de la demanday la oferta establecidos en la proyección de la demanda y

expansión de generación, para cada uno de los EscenariosOptimista, Base y Pesimista, los cuales se presentan en losCuadro 12, Cuadro 13 y Cuadro 14, respectivamente.







TrujilloHuachoDeriv. AntaminaHuallanca NuevaCarhuaqueroChimboteHuallanca NuevaParagsha IICarhuamayoTrans./Subtrans.Interconexión Perú-Ecuador1ra Etapa (*)2da Etapa (*)

Cajamarca NuevaZapallalHuallanca NuevaCajamarca NuevaCajamarca NuevaHuallanca NuevaCajamarca NuevaDeriv. AntaminaParagsha II

220220220220220220220220220220

220220

1111111111

200320052006200620062010201020102010

2005-2010

ANTES DE 2005ANTES DE 2010

Reforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento del Sistema por Entrada de CH ChevesReforzamiento línea longitudinal de la SierraReforzamiento línea longitudinal de la SierraReforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento sistema de Lima en 220 kV




Termas

2322222228

Celdasde salida

TrujilloHuachoCarhuaqueroDeriv. AntaminaHuallanca NuevaCarhuamayoTrans./Subtrans.Interconexión Perú-Ecuador1ra Etapa (*)2da Etapa (*)

Cajamarca NuevaZapallalCajamarca NuevaHuallanca NuevaCajamarca NuevaParagsha II

220220220220220220220

220220

1111111

200320052008201020102010

2005-2010


Reforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento del Sistema por Entrada de CH ChevesReforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento línea longitudinal de la SierraReforzamiento línea longitudinal de la SierraReforzamiento línea longitudinal de la Sierra - 2da LíneaReforzamiento sistema de Lima en 220 kV




Termas

2322228

Celdasde salida

TrujilloHuachoInterconexión Perú-Ecuador1ra Etapa (*)2da Etapa (*)

Cajamarca NuevaZapallal

220220

220220

11

20032005


Reforzamiento del sistema CajamarcaReforzamiento del Sistema por Entrada de CH Cheves




Termas

23

Celdasde salida



• Red de Energía del Perú S.A.: Es una empresa del GrupoEmpresarial ISA, el cual está constituido por InterconexiónEléctrica S.A.-ISA y sus filiales Transelca, InterconexiónEléctrica ISA Perú S.A., y Interconexión Eléctrica ISA Bolivia(Sector Eléctrico) e INTERNEXA y FLYCOM Comunicaciones(Sector de Telecomunicaciones). Los accionistas de Red deEnergía del Perú S.A. (REP), presentan las siguienteparticipación accionaria: Interconexión Eléctrica S.A.E.S.P.- ISA con 30%, TRANSELCA S.A.E.S.P. Filial de ISA con30%, y Empresa de Energía de Bogotá S.A.E.S.P - EBB con40%. REP fue constituida con el fin de operar mediante uncontrato de concesión las líneas de transmisión quepertenecían a ETECEN y ETESUR y además tiene laobligación de construir la interconexión con Ecuador.

• Consorcio Transmantaro S.A.: Fue creado en enero de1998 con un plazo de duración de 33 años. Sus accionistasson Hydro Québec Internacional Inc.- HQI (56.67%), Fondsde Solidarité des Travailleurs du Québec - FSTQ (28.33%)y Empresa de Transmisión Eléctrica Centro Norte - ETECEN(15%). HQI es una empresa constituida bajo las leyes deQuébec, Canadá, para el desarrollo y operación de proyectosenergéticos fuera de Canadá. HQI es sucursal de HydroQuébec, empresa fundada en Canadá en 1944. FSTQ es unfondo de pensiones constituido en Québec, asociado a HQI,y actúa como un inversionista pasivo. FSTQ sólo tiene derecho

a designar a un observador en el Directorio, mientras queHQI tiene el derecho de elegir a cinco de los seis miembrosque conforman el Directorio y controlar las operaciones dela Empresa. El Consorcio Transmantaro fue el encargado deconstruir la línea que permitió interconectar los dos sistemasde transmisión (norte y sur) creando el Sistema InterconectadoNacional.

• Red Eléctrica del Sur S.A.: Representada por Red Eléctricade España, Cobra-Perú, S.A., Abengoa-Perú, S.A. y BancoSantander Central Hispano, S.A. Su principal accionista esRedes de España S.A.

• Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A.: Empresa conparticipación de las dos más importantes empresascolombianas especializadas en el transporte de energía aalto voltaje: Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) y Transelca,que a su vez es socia de la Empresa de Transmisión deElectricidad Centro Norte S.A. - ETECEN. La composiciónaccionaria de ISA Perú ha sido modificada recientemente enla siguiente forma: TRANSELCA con 54,86%, ISA con28,07% y ETECEN con 17,07%. Las acciones de ETECENen ISA Perú permanecen en poder del estado peruano y nofueron transferidas a REP.


A diciembre de 2002 existían 21 empresas que desarrollanla Actividad de Distribución en Perú, de las cuales 13 sonpropiedad del estado, y 08 de propiedad privada, con un totalde 3.6 millones de clientes, distribuidos por empresa de laforma en que se presenta en la Tabla 2.

Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C.Edelnor S.A.A.Electro Oriente S.A.Electro Pangoa S.A.Electro Puno S.A.A.Electro Sur Este S.A.A.Electro Sur Medio S.A.A.Empresa Municipal de Servicio Eléctrico de Tocache S.A.Electro Ucayali S.A.Electrocentro S.A.Electronoroeste S.A.Electronorte Medio S.A. - HIDRANDINAElectronorte S.A.Electrosur S.A.Empresa de Servicios Eléctricos Municipales de Paramonga S.A.Empresa Municipal de Servicios Eléctricos Utcubamba S.A.C.Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A.Luz del Sur S.A.A.INADE - Proyecto Especial ChavimochicServicios Eléctricos Rioja S.A.Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.

637882.530116.281

923105.176208.962116.375

5.30038.090

316.703212.635367.668205.293

89.2485.3554.547

23.484689.765

2.7303.768

218.753

3.614.223

089

0022

150113

1320000

53004

185

637882.619116.281

923105.178208.964116.390

5.30038.091

316.704212.638367.681205.295

89.2485.3554.547

23.484689.818

2.7303.768

218.757

3.614.408

Empresa distribuidora Clientes regulados Clientes libres Total

TOTAL




• Empresa de Generación Termoeléctrica Ventanilla S.A.- ETEVENSA: Conformada con la central termoeléctrica deVentanilla (Lima), privatizada en diciembre de 1995, mediantela venta del 60% de sus acciones a Generalima S.A. (grupoENDESA de España), al contado y con compromiso deinversión, el que se cumplió. El Estado mantiene unaparticipación de 38%. Tiene una potencia instalada de 340MW, que representa el 16% del total térmico instalado parael año 2002.

• Empresa de Generación Eléctrica Cahua S.A.: Constituidacon la C.H. Cahua (Lima), se privatizó en abril de 1995, conla venta del 60% de sus acciones a favor de SIPESA (empresaperuana), a ser pagado en plazos de 8 años y sin compromisode inversión. SIPESA constituyó Electro Cahua S.A.,inversionista que transfirió su participación al consorcio suecoNordic Skansa, quien a su vez adquirió otros 30% de lasacciones de EGE Cahua de propiedad del Estado y asumióla obligación que Electro Cahua S.A., la que fue canceladaen septiembre de 2000.

• Empresa Eléctrica de Piura S.A.- EEPSA: Es una empresacreada para operar las plantas eléctricas y de gas naturaldel Noroeste del Perú, anteriormente a cargo de Petróleos

del Perú S.A. Como resultado de la privatización de la petroleray en concordancia por lo dispuesto por la Comisión dePromoción de la Inversión Privada, el Consorcio EléctricaCabo Blanco (formado mayoritariamente por ENDESAEspaña), se adjudicó la buena pro con el 60% de sus acciones.El 39,9% restante es propiedad del Estado. EEPSA tiene dosCentrales Térmicas, Malacas y Verdún. Durante el año 2000solamente funcionó la C.T. Malacas.

• Shougang Generación Eléctrica S.A.: Shogesa espropiedad de la corporación minera china Shougang, la cualentra al Perú en 1993 a través de la adquisición de la empresaestatal minera Hierro Perú, ubicada en el distrito de Marcona,a 470 kms. al sur de Lima.


Existen cinco empresas que desarrollan la actividad detransmisión, que atienden las zonas Norte y Sur del país, asícomo las líneas asociadas a la interconexión eléctrica, siendolas principales líneas y las empresas que las atienden laspresentadas en la Tabla 1. En el año 2002 todas las empresasde transmisión en Perú son propiedad privada.

Zona

S.E. Malácas (Talara) - S.E. Piura OesteS.E. Chiclayo Oeste - S.E. Guadalupe 1S.E. Guadalupe 1 - S.E. Trujillo NorteS.E. Chimbote 1 - S.E. Paramonga NuevaS.E. Paramonga Nueva - S.E. VizcarraS.E. Paramonga Nueva - S.E. HuachoS.E. Chavarría - S.E. Santa RosaS.E. Paragsha II - S.E. HuánucoS.E. Huánuco - S.E. Tingo MaríaS.E. Campo Armiño (Mantaro) - S.E. CotaruseS.E. Cotaruse - S.E. SocabayaS.E. Cerro Verde - S.E. ReparticiónS.E. Repartición - S.E. MollendoS.E. Quencoro - S.E. DolorespataS.E. Tintaya - S.E. AyaviriS.E. Ayaviri - S.E. AzángaroS.E. Socabaya - S.E. Moquegua (Montalvo)S.E. Moquegua (Montalvo) - S.E. TacnaS.E. Moquegua (Montalvo) - S.E. Puno

Línea

ELECTROPERUREPREPREPETESELVAREPREPREPREPTRANSMANTAROTRANSMANTAROREPREPEGEMSAREPREPREDESURREDESURREDESUR

Titular

220220220220220220220138138220220138138138138138220220220

TensiónNominal (KV)

1111112112211111211

Número deternas

10484

103220145

569

8688

2923113055

88342

107124197

2144

Longitud (KM)

TOTAL

Norte

Interconexión

Sur



Las tarifas de electricidad reconocen los costos eficientesde generación, transmisión y distribución de la energíaeléctrica, las mismas que son reguladas por OSINERG deconformidad con los criterios y procedimientos que señala laLey de Concesiones Eléctricas y su Reglamento. Las tarifasen barra (tarifas de generación) son reguladas semestralmenteen los meses de mayo y noviembre de cada año. Los peajesde transmisión son regulados anualmente en el mes de mayo.La tarifa de distribución se regula cada cuatro años en elmes de noviembre.

Según los criterios y procedimientos de la Ley, las tarifasdeben conservar su valor real. Con tal finalidad, lasResoluciones de OSINERG que fijan las tarifas, incluyen los

procedimientos de actualización de las mismas para losperiodos comprendidos entre regulaciones. Mensualmentese calculan y evalúan los factores de actualización de lastarifas de generación, transmisión y distribución que resultande la aplicar fórmulas que consideran indicadoresmacroeconómicos y precios de los combustibles. En el Cuadro13 se presentan la variables utilizadas para actualizar lastarifas según la actividad.

El reajuste de las tarifas de generación y transmisión seaplica cuando alguno de los factores sufre una variaciónmayor al 5% respecto al vigente. Asimismo, el reajuste delas tarifas de distribución se aplica cuando alguno de losfactores de actualización del valor agregado de distribución(VAD) tenga una variación mayor al 3% respecto al vigenteo cuando las tarifas en barra sufran alguna variación.


10. Actualización de las Tarifas - Ajustes70


Fuente: OSINERG




iv) Precios de insumos (o referenciales) utilizados en

la generación de energía:

a - Diesel 2 (D2)

b - Residual 6 (R6)

c - Residual Fuel Oil (PRFO)

d - Carbón Bituminoso (PCB)







iv) Índice del Precio del Aluminio (IPAL)

Generación Transmisión Distribución


El Ministerio de Energía y Minas, a través de la DirecciónGeneral de Electricidad, para asegurar un nivel satisfactorio dela prestación de los servicios eléctricos a que se refieren la Leyde Concesiones Eléctricas y su Reglamento, para garantizar alos usuarios un suministro eléctrico continuo, adecuado, confiabley oportuno, fijó estándares mínimos de calidad a través de lapublicación de las Normas Técnicas de los Servicios Eléctricos71.Estas Normas se aplican a los suministros de serviciosrelacionados con la generación, transmisión y distribución dela electricidad sujetos a regulación de precios y a suministrossujetos al régimen de libertad de precios, en todo aquello quelas partes no hayan acordado o no hayan pactado en contrario.

Es importante señalar que la Norma Técnica de Calidad de losServicios Eléctricos, no se aplica a los Sistemas AisladosMenores que son aquellos cuya potencia instalada, engeneración, no supere los 5 MW; a todas las localidadescorrespondientes a los sistemas eléctricos calificados porOSINERG como Sector de Distribución Típico 3 y 4; y a laslocalidades correspondientes a los sistemas eléctricos calificadospor OSINERG como Sector de Distribución Típico 2 cuya máximademanda no exceda los 500 kW.

El control de la calidad de los servicios eléctricos se realizaconsiderando los siguientes aspectos:

• Calidad de Producto: Tensión, Frecuencia y Perturbaciones(Flícker y Tensiones Armónicas).

• Calidad de Suministro: Interrupciones.

• Calidad de Servicio Comercial: Trato al Cliente, Medios deAtención, Precisión de Medida.

• Calidad de Alumbrado Público: Deficiencias del Alumbrado.

• En la Normas en referencia se establecen los aspectos,parámetros e indicadores sobre los que se evalúa la Calidaddel Servicio de la Electricidad. Se especifica la cantidad mínima

de puntos y condiciones de medición. Se fijan las toleranciasy las respectivas compensaciones y/o multas por incumplimiento.Asimismo, se establecen las obligaciones de las entidadesinvolucradas directa o indirectamente en la prestación y uso deeste servicio en lo que se refiere al control de la calidad. Laimplementación de estas normas fue de manera progresiva, apartir de la fecha de entrada en vigencia de las mismas, yconsiderando compensaciones y/o multas por incumplimientoque se incrementaron gradualmente. En la actualidad las normasde calidad del servicio se están aplicando a un 82% de lapoblación de Perú ubicada en las ciudades principales delmismo.

71. 1997-10-09.- D. S. Nº 020-97-EM.- Aprueban la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (1997-10-11). Incluye modificaciones según DecretoSupremo N° 009-99-EM (1999-04-11), Decreto Supremo N° 013-2000-EM (2000-07-27) y Decreto Supremo N° 040-2001-EM (2001-07-17) .http://www.sindes.org/files/IV.htm . OSINERG Seguimiento Normas de Calidad. Página WEB: http://www.osinerg.org.pe/osinerg/elect/electra_normas.htm

11. Calidad del Servicio Propiedad del Estado:

Electroperú S.A.Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A.Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A.Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A.INADE - Proyecto Especial Chavimochic



• EDEGEL S.A.: Empresa hidroeléctrica con una potenciainstalada de 748 MW, que representa el 26% del totalhidroeléctrico instalado para el año 2002. Sus socios son,en primer lugar, Endesa de Chile, quien es la empresa degeneración eléctrica más importante de Chile y es controladapor Endesa España, quien además posee interesesmayoritarios en Edelnor S.A., Empresa de GeneraciónTermoeléctrica Ventanilla S.A. y Empresa Eléctrica de PiuraS.A. El segundo socio es CDC Capital Partners (antesCommonwealth Development Corporation) quien tiene másde 50 años de experiencia invirtiendo en mercados emergentesalrededor del mundo. Edegel participa indirectamente conEndesa (Chile) en la propiedad de la empresa eléctricaBrasileña Centrais Eletricas Cachoeira Dourada S.A.("Cachoeira"), la primera empresa generadora privatizadaen el Brasil. En octubre de 1995 el 60% de las acciones deEDEGEL fueron adquiridas por Generandes Co (grupoENDESA), al contado y con compromiso de inversión, el quese cumplió.

• Duke Energy International - Egenor S.A.: Empresahidroeléctrica con una potencia instalada de 342 MW, querepresenta el 12% del total hidroeléctrico instalado para elaño 2002. En junio de 1996 se vendió el 60% de las accionesde EGENOR a Inversiones Dominion S.A. (USA), al contadoy con compromiso de inversión, el que se ha cumplido.EGENOR, además de diversas centrales térmicas seconstituyó a base de las CC.HH. Cañón del Pato (Ancash)y Carhuaquero (Cajamarca). El grupo DUKE ENERGY (USA)adquirió otro 30% de las acciones de EGENOR de propiedad

del Estado y la participación de Inversiones Dominion S.A.comenzando sus operaciones en el Perú en 1999. DukeEnergy Internacional Egenor S.A. es una de las unidades denegocio de Duke Energy Internacional, empresa ubicada enla ciudad de Houston, Texas, que opera en América Latina,el Asia Pacífico y Europa. Duke Energy es una de las mayoresempresas de generación, comercialización, distribución ytransmisión de gas y electricidad del mundo, está presenteen más de 50 países. La composición accionaria de Egenores: Duke Energy International Perú 60%, Holdings S.R.L.30%, Accionistas Minoritarios 0,25% y DEI EGENOR S.A.9,75%.

• Empresa de Electricidad de los Andes S.A. - ElectroandesS.A.: Empresa hidroeléctrica con una potencia instalada de184 MW, que representa el 6% del total hidroeléctrico instaladopara el año 2002. Es una empresa privada cuyos accionistasson: Transamerica Energy Company con 79,9%, PSEGAmericas Ltd con 19,99% y Accionariado Difundido con0,02%.

Public Service Enterprise Group Incorporated (PSEG) es unaempresa domiciliada en los Estados Unidos dedicada a laproducción, transmisión y distribución de electricidad y gas.El grupo PSEG desarrolla actividades en América, Europay Asia. El negocio Internacional lo concentra la subsidiariaPSEG Energy Holdings LLC de quien a su vez dependePSEG Global LLC., empresa que comenzó sus operacionesen 1984 y se internacionalizó a partir de 1993. A través desu subsidiaria PSEG Global LLC, mantiene inversiones degeneración de energía y líneas de distribución fuera deEstados Unidos de Norteamérica. En Perú poseeadicionalmente una participación en la empresa distribuidoraLuz del Sur S.A. Al 31 de diciembre de 2002 el grupo PSEGtenía activos por US $ 25.742 millones e ingresos por US $8.390 millones, PSEG Energy Holding LLC a su vez teníaactivos por US $ 6,838 millones y patrimonio por US $ 2.124millones.

Transamerica Energy Company, una empresa constituida yexistente bajo las leyes de Islas Caimán y PSEG AmericasLtd., una empresa constituida y existente bajo las leyes delas Islas Bermudas, son titulares de aproximadamente el99,98% del capital social de Electroandes S.A.


El dinamismo de las inversiones, en parte debido a losincentivos y esfuerzos del Estado, en parte debido a la bajapenetración inicial, y en parte debido a los requerimientos deexpansión de cobertura junto con unas tarifas que remuneranadecuadamente la inversión se tradujo en un crecienteCoeficiente de Electrificación por habitante5, el cual paso de52,9 en diciembre de 1990 a 75,3 en diciembre de 2002.(Gráfico 7).

2.2 Empresas que conforman el Sector Eléctrico- Régimen de Propiedad

La transferencia de la propiedad de los activos e inversionesrealizadas durante la última década ha modificado de formamuy importante la estructura de propiedad del sector, pasandola propiedad privada de ser minoritaria a ser la formadominante. El otro rasgo característico es que su origen esinternacional, mayormente de España y Estados Unidos. Sia esto le sumamos que el gas natural, el cual va a tener unagran preponderancia en la expansión de la generación tambiénva a estar en manos privadas, se podría esperar el desarrollode adecuados niveles de competencia en el futuro siempreque se permita el desarrol lo de los mercados.


Para diciembre de 2002 existen 17 empresas con unacapacidad instalada total para el año 2002 de 5.918 MW,(Ver Gráfico 8 y Gráfico 9) siendo seis empresas propiedaddel estado y 11 de propiedad privada.

5. El Coeficiente de Electrificación se calcula sobre el número de viviendas con y sin servicio eléctrico, ajustándolo el número de habitantes por vivienda.

Gráfico 7. Coeficiente de Electrificaciónpor Habitante a Nivel Nacional

80

75

70

65

60

55

501990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

69,5

72,173,5

74,975,3

67,266,1

61,1

56,8

54,954,652,9

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - Oficina Técnica

64,9

Gráfico 8. Potencia Instalada en MW presentada porEmpresa para el año 2002


Para Uso propio

Otros Termo

EEPSA

EGASATERMOSELVA

EGENOR

EDEGEL

ETEVENSA

ENERSUR

Otros Hidros

SAN GABÁN

EGASA

ELECTROANDES

EGENOR

EDEGEL

ELP

200 400 600 800 1000 12000

848457

152162173188

281340

393349

110178184

342794

1008


Para Uso propio

Otros Termo

EEPSA

EGASATERMOSELVA

EGENOR

EDEGEL

ETEVENSA

ENERSUR

Otros Hidros

SAN GABÁN

EGASA

ELECTROANDES

EGENOR

EDEGEL

ELP

0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18%

14,33%

7,72%2,65%

2,74%2,92%3,18%

4,75%5,75%

6,64%5,90%

1,86%3,01%3,11%

5,78%12,64%

17,00%


Mapa de Centrales Hidroeléctricas

12. Anexos

12.1. ANEXO 1: Archivos contentivos de los listado de las centrales térmicas e hidráulicas existentes en

Perú en el año 2001, los mapas de ubicación de las mismas y los proyectos de centrales hidráulicas.


Map

a de

Cen

trale

s Té

rmica

sM

apa

de P

roye

ctos

de

Gen

erac

ión

Hidr

áulic

a

La Actividad que ha recibido el mayor volumen de inversionesdurante el período 1990-1er semestre de 2003, ha sido laGeneración, siguiéndole la actividad de distribución (Gráfico6 y Cuadro 2). En todas las actividades, sin embargo, senota una elevada desaceleración debido al incremento en laincertidumbre del sector. La fallida privatización de Egasa yEgesur a mediados de 2002, debido a severas protestas enla ciudad de Arequipa, generó un sentimiento en contra dela inversión extranjera, incrementando la probabilidad de

actos contra la propiedad, mayores dificultades para recuperarla inversión e incremento en los costos de capital por elincremento del riesgo-país. Se espera, sin embargo, quenuevas reformas y un ambiente más propicio debido a lamejora del sector macro de la economía reduzcan nuevamentelos niveles de incertidumbre para que se pueda retomar lasinversiones y el crecimiento.


800.000

700.000

600.000

500.000

400.000

300.000

200.000

100.000

0

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

1er s

emest

re de

2003

Generación Transmisión Distribución TotalFuente: Ministerio de Energía y Minas- Dirección General de Electricidad


Inversión Privada

Generación

Transmisión

Distribución

Total Privada

Inversión Pública

Generación

Transmisión

Distribución

Total Pública

Inversión Total

Generación

Transmisión

Distribución

Total

0

0

0

0

42,708

86,948

6,943

136,599

42,708

86,948

6,943

136,599

0

0

0

0

27,515

63,737

23,607

114,859

27,515

63,737

23,607

114,859

0

0

0

0

71,171

18,344

74,238

163,753

71,171

18,344

74,238

163,753

0

0

0

0

68,373

13,229

85,550

167,152

68,373

13,229

85,550

167,152

31,479

0

28,875

60,354

34,528

336

44,525

79,389

66,007

336

73,400

139,743

7,649

0

58,517

66,166

38,418

11,413

104,882

154,713

46,067

11,413

163,399

220,879

97,751

0

98,170

195,921

65,267

16,601

95,108

176,976

163,018

16,601

193,278

372,897

240,207

0

99,529

339,736

103,237

32,721

71,932

207,890

343,444

32,721

171,461

547,626

250,825

13,488

94,408

358,721

114,540

46,155

42,097

202,792

365,365

59,643

136,505

561,513

280,901

139,489

87,425

507,815

136,332

31,318

34,074

201,724

417,233

170,807

121,499

709,539

214,442

102,249

123,118

439,809

123,216

26,690

16,088

165,994

337,658

128,939

139,206

605,803

33,495

58,627

118,715

210,837

76,277

3,116

15,666

95,059

109,772

61,743

134,381

305,896

30,042

37,280

65,021

132,343

77,798

377

31,681

109,856

107,840

37,657

96,702

242,199

9,896

904

6,896

17,696

20,349

0

5,249

25,598

30,245

904

12,145

43,294

ACTIVIDAD 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 1er Semestre2003



• Transmisión: Para el período 1990-1997 toda la inversiónprovino del sector público. En 1997 se inician las inversionesdel sector privado las cuales presentaron una participacióncreciente que, hasta 2001, fue en promedio de 80% conrespecto al total de inversiones. En el año 2002 y 1er semestrede 2003 las inversiones fueron realizadas exclusivamentepor el sector privado ya que toda la transmisión fue transferida.Ver Gráfico 4.

• Distribución: En el período 1990-1993 las inversionesfueron realizadas por el sector público. En 1994-1995 seinicia la privatización de distribuidoras lo que representó unaparticipación promedio de 38% en el total de inversiones. Enel período 1996-2001, las inversiones del sector privadorepresentaron el 70% del total, alcanzando su mayorparticipación en 2000-2001, la cual se ubico en 88%. En2002 y 1er semestre de 2003, sigue predominando la inversiónprivada, con una participación de 62%. (Gráfico 5)


450.000

400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

1990

Total inversión privada en generación Total inversión pública en generación Total inversión en generación



180.000

160.000

140.000

120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

01990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Total inversión privada en TransmisiónTotal inversión pública enTransmisiónTotal inversión en Transmisión




225.000

175.000

125.000

75.000

25.000

-25.000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Total inversión privada en DistribuciónTotal inversión pública en DistribuciónTotal inversión en Distribución


Listado de Centrales Térmicas

123456789

101112131415161718192021222324252627282930313233343536373839404142434445464748495051525354555657585960616263646566676869707172737475767778798081828384858687888990919293949596979899

100101102103104105106107108109110111112113114115116117118119120121122123124125

C.T. CABO PANTOJAC.T. EL ALAMOC.T. ANDOASC.T. SANTA CLOTILDEC.T. BAT. 8 CHAMBIRAC.T. PEBASC.T. BAT.5 - ESTACIONC.T. LOTE 1-ABC.T. 149 - PAVAYACUC.T. 130 - PAVAYACUC.T. INY IC.T. REFINERIA IQUITOSC.T. TUMBESC.T. INY IIC.T. NUEVA TUMBESC.T. IQUITOS VAPORC.T. IQUITOS DIESELC.T. BAT. 3 YANAYACUC.T. PLATAFORMA HELITRANSPORT.C.T. IQT. DIESEL - DIESELC.T. INDIANAC.T. CORRIENTESC.T. TAMSHIYACUC.T. CANCASC.T. MANCORAC.T. LOS ORGANOSC.T. OCCIDENTAL PERUANAC.T. EL PORVENIRC.T. EL ALTOC.T. PETROPOLISC.T. LA TINAC.T. TALARAC.T. PARCELA 25C.T. NAUTAC.T. SUYOC.T. CHIRINOSC.T. MALACAS -C.T. SICCHESC.T. JILILIC.T. VERDUNC.T. ESTACION MORONAC.T. MONTEROC.T. AYABACAC.T. PAIMASC.T. NEGRITOSC.T. SAPUENAC.T. BAGAZANC.T. ESTACION 5C.T. ESTACION 1C.T. SULLANAC.T. JENARO HERRERAC.T. ESTACION 6C.T. PAITAC.T. SANTO DOMINGOC.T. SAN IGNACIOC.T. HUAPALASC.T. PAITAC.T. COLONIA ANGAMOSC.T. PAITAC.T. SANTA MONICAC.T. PIURAC.T. MALACASIC.T. MORROPONC.T. PIURAC.T. LAGUNASC.T. HUANCABAMBAC.T. REQUENAC.T. BIGOTEC.T. CANCHAQUEC.T. FLOR DE PUNGAC.T. CALIXTO ROMEROC.T. BAYOVARC.T. SECHURAC.T. ESTACION 9C.T. OCCIDENTAL CORPORATIONC.T. BAGUA CHICAC.T. ESTACION 7C.T. BELLAVISTAC.T. JAENC.T. NARANJOSC.T. PARACHIQUEC.T. TAMANCO VIEJOC.T. UTCUBAMBAC.T. POMACOCHASC.T. SAN ROQUE DE MAQUIAC.T. YURIMAGUASC.T. NUEVA CAJAMARCAC.T. OLMOSC.T. PUCARAC.T. MOYOBAMBAC.T. CEMENTOS RIOJAC.T. LAMUDC.T. TINGO DE SAPOSOAC.T. LA HUARPIAC.T. PLANTA NORTEC.T. MOTUPEC.T. MOTUPEC.T. PONGO DE CAYNARACHIC.T. SAN JUAN DE PACAYZAPAC.T. PACAYZAPAC.T. CHACHAPOYASC.T. ROQUEC.T. SALASC.T. TIERRA BLANCAC.T. ESTACION 8C.T. CUTERVOC.T. CUÑUNBUQUEC.T. TACABAMBAC.T. SAN ANTONIO DE CUMBAZAC.T. CUMBAZAC.T. ALTO TAPICHEC.T. PLANTA 1C.T. ILLIMOC.T. TARAPOTOC.T. SAN MARTIN DE ALAOC.T. ZAPATEROC.T. MORROPEC.T. CHAZUTAC.T. PAMPA HERMOZAC.T. CHOTAC.T. SHAPAJAC.T. CABALLOCOCHAC.T. SAN JOSE DE SISAC.T. UTCURARCAC.T. BAMBAMARCA

ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO ORIENTE S.A.PLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAELECTRO ORIENTE S.A.PLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAPLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAPLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAPLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANACORPORACION REFRIGERADOS INY S.A.PETROLEOS DEL PERU S.A. (IQUITOS)ELECTROPERU S.A.CORPORACION REFRIGERADOS INY S.A.ELECTROPERU S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAPLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PLUSPETROL PERU CORPORATION - SUCURSAL PERUANAELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.PETROLEOS DEL PERU S.A.PEREZ COMPANC DEL PERU S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PEREZ COMPANC DEL PERU S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.PETROLEOS DEL PERU S.A.PETRO-TECH PERUANA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.EMPRESA ELECTRICA DE PIURA S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.EMPRESA ELECTRICA DE PIURA S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.PETRO-TECH PERUANA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOPETROPERU OLEODUCTOEGENOR S.A.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOEGENOR S.A.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.SIPESAELECTRO ORIENTE S.A.AUSTRAL GROUP S.A.INDUSTRIAL PESQUERA SANTA MONICA S.A.ALICORP S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.EGENOR S.A.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ALICORP S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO NOR OESTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOOCCIDENTAL PERUANA INC.SUCURSAL DEL PERUELECTRO NORTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.EMP. MUN. SERV. ELECT. UTCUBAMBAELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.CEMENTOS SELVA S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.AGRO INDUSTRIAS BACKUS S.A.ELECTRO NORTE S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.PETROPERU OLEODUCTOELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.MUNIC. DE ALTO TAPICHECORPORACION CERAMICA S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.MUNIC. DIST. DE CHAZUTAELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.

MENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACION*AUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACION*MENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACION

TORRES CAUSANAPUTUMAYOPASTAZANAPOTROMPETEROSPEBASTROMPETEROSALTO NANAYTROMPETEROSTROMPETEROSZARUMILLAPUNCHANATUMBESCORRALESZORRITOSIQUITOSIQUITOSTROMPETEROSTROMPETEROSIQUITOSINDIANATROMPETEROSFERNANDO LORESCASITASMANCORALOS ORGANOSLOS ORGANOSFERNANDO LORESEL ALTOYAVARISUYOPARIÑASPARIÑASNAUTASUYOSUYOPARIÑASSICCHEZJILILILA BREAMANSERICHEMONTEROAYABACAPAIMASLA BREASAQUENASAQUENAMANSERICHEURARINASSULLANAJENARO HERRERAIMAZAPAITASANTO DOMINGOSAN IGNACIOCHULUCANASPAITAYAQUERANAPAITAPAITAPIURAMORROPONMORROPONPIURALAGUNASHUANCABAMBAREQUENASAN JUAN DE BIGOTECANCHAQUECAPELOCATACAOSSECHURASECHURAHUARMACABALSAPUERTOLA PECAEL MILAGROBELLAVISTAJAENPARDO MIGUELSECHURAEMILIO SAN MARTINBAGUA GRANDEFLORIDAMAQUIAYURIMAGUASNUEVA CAJAMARCAOLMOSPUCARAMOYOBAMBAELIAS SOPLIN VARGASSAN CRISTOBALRIOJAJEPELACIOMOTUPEMOTUPEMOTUPECAYNARACHIALONSO DE ALVARADOALONSO DE ALVARADOCHACHAPOYASALONSO DE ALVARADOSALASSARAYACUCUTERVOCUTERVOTABALOSOSTACABAMBASAN ANTONIOSAN ANTONIOALTO TAPICHESAN MARTINILLIMOLA BANDA DE SHILCAYOSAN MARTINZAPATEROMORROPECHAZUTAZAPATEROCHOTASHAPAJAMARISCAL CASTILLASAN JOSE DE SISAALBERTO LEVEAUBAMBAMARCA

MAYNASMAYNASALTO AMAZONASMAYNASLORETOMARISCAL RAMON CASTILLALORETOMAYNASLORETOLORETOZARUMILLAMAYNASTUMBESTUMBESCONTRALMIRANTE VILLARMAYNASMAYNASLORETOLORETOMAYNASMAYNASLORETOMAYNASCONTRALMIRANTE VILLARTALARATALARATALARAMAYNASTALARAMARISCAL RAMON CASTILLAAYABACATALARATALARALORETOAYABACAAYABACATALARAAYABACAAYABACATALARAALTO AMAZONASAYABACAAYABACAAYABACATALARAREQUENAREQUENAALTO AMAZONASLORETOSULLANAREQUENABAGUAPAITAMORROPONSAN IGNACIOMORROPONPAITAMAYNASPAITAPAITAPIURAMORROPONMORROPONPIURAALTO AMAZONASHUANCABAMBAREQUENAMORROPONHUANCABAMBAREQUENAPIURASECHURASECHURAHUANCABAMBAALTO AMAZONASBAGUAUTCUBAMBAJAENJAENRIOJASECHURAREQUENAUTCUBAMBABONGARAREQUENAALTO AMAZONASRIOJALAMBAYEQUEJAENMOYOBAMBARIOJALUYARIOJAMOYOBAMBALAMBAYEQUELAMBAYEQUELAMBAYEQUELAMASLAMASLAMASCHACHAPOYASLAMASLAMBAYEQUEUCAYALICUTERVOCUTERVOLAMASCHOTASAN MARTINSAN MARTINREQUENAEL DORADOLAMBAYEQUESAN MARTINEL DORADOLAMASLAMBAYEQUESAN MARTINLAMASCHOTASAN MARTINCHACHAPOYASEL DORADOSAN MARTINHUALGAYOC

SSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAA

0.0350.0351.8200.1001.2000.3001.34580.0002.0766.8500.5452.55016.3240.54518.68010.00026.0002.5000.6553.6000.39013.9700.4100.2001.0000.6507.6500.0356.8000.0350.0351.2701.0301.4470.1500.035155.3000.0350.0353.7500.6100.0950.4380.1002.1100.0350.1002.2002.20012.5000.2351.45011.1120.3201.0602.0002.1200.1504.3700.9601.8100.3201.48951.5260.4101.0701.4860.2000.3500.1501.8101.5501.9721.55095.0000.9801.5500.4502.5400.3000.1500.1000.8500.1000.1005.6440.2101.0000.2004.2942.0000.2200.1000.0501.0001.2702.1000.0800.0900.0331.4000.0600.2200.1001.5500.5000.0500.2300.1500.0500.2550.5100.50023.5380.0200.1000.7000.2300.1201.8300.0960.5500.2200.1002.000

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126127128129130131132133134135136137138139140141142143144145146147148149150151152153154155156157158159160161162163164165166167168169170171172173174175176177178179180181182183184185186187188189190191192193194195196197198199200201202203204205206207208209210211212213214215216217218219220221222223224225226227228229230231232233234235236237238239240241242243244245246247248249250251252253

C.T. SAUCEC.T. SHATOJAC.T. AGUA BLANCAC.T. SANTA ROSAC.T. N° 2 - CHICLAYO F.VILLARREALC.T. PROFUSAC.T. CAROLINAC.T. NESTLE CHICLAYOC.T. LEYMEBAMBAC.T. PASARRAYAC.T. POMALCAC.T. BUENOS AIRESC.T. PUCACACAC.T. CELENDINC.T. SAPOSOAC.T. ORELLANAC.T. PICOTAC.T. CASPIZAPAC.T. SAN HILARIONC.T. TINGO DE PONAZAC.T. PISCUYACUC.T. MOCUPEC.T. CERRO YANACOCHAC.T. SHAMBOYACUC.T. BELLAVISTAC.T. EL ESLABONC.T. CALERA CHINA LINDAC.T. SACANCHEC.T. PAMPA LARGAC.T. SAN PABLOC.T. MAQUI MAQUIC.T. NUEVA LIMAC.T. INAHUAYAC.T. CAJAMARCAC.T. PAJARILLOC.T. MAQUIAC.T. JUANJUIC.T. CUSCOC.T. PACHIZAC.T. HUICUNGOC.T. SAN MARCOSC.T. SANTA CRUZC.T. CONTAMANAC.T. CONTUMAZAC.T. PACASMAYOC.T. CHANCAYC.T. CAMPANILLAC.T. CORLAS - CASCASC.T. SAYAPULLOC.T. TABALOSOSC.T. CAJABAMBAC.T. PATAZC.T. J.A. SAMANIEGO ALCC.T. CHICAMAC.T. HUAMACHUCOC.T. PARCOYC.T. SAN ANDRESC.T. OTUZCOC.T. TRUPALC.T. R2C.T. CACHICADANC.T. NICOVITA TRUJILLOC.T. TRUJILLOC.T. TRUJILLOC.T. SANTIAGO DE CHUCOC.T. SAN JUANC.T. TOCACHEC.T. PUERTO SALAVERRYC.T. PALLASCAC.T. TAYABAMBAC.T. DIESELC.T. A VAPORC.T. PUCALLPAC.T. ZORRILLOSC.T. CAMPO VERDEC.T. FEDERICO TAQUIRIC.T. REFINERIAC.T. AGUAYTIAC.T. CUÑUMBUQUEC.T. AGUA CALIENTEC.T. POMABAMBAC.T. EQUIPO DE PERFORACIONC.T. PADRE ABADC.T. PISCOBAMBAC.T. FISHC.T. CHIMBOTEC.T. FACOISAC.T. PLANTA NO 1C.T. PLANTA NO 2C.T. GASC.T. COISHCOC.T. COISHCOC.T. CHIMBOTEC.T. CHIMBOTEC.T. LLAMELLINC.T. COPASAC.T. TINGO MARIAC.T. SAMANCOC.T. ENVASADORAC.T. BUENAVISTAC.T. TORTUGASC.T. HUANZALAC.T. AUCAYACUC.T. PUCARRAJOC.T. HUANUCOC.T. LA UNIONC.T. PUERTO ESPERANZAC.T. HUARMEYC.T. HUARMEYC.T. HUARMEYC.T. CAJACAYC.T. PALLCAC.T. HUARMEYC.T. HUARAUCACAC.T. MILPOC.T. UCHUCCHACUAC.T. RAURAC.T. PARAMONGAC.T. SUPEC.T. ALEXANDRAC.T. SUPEC.T. ISCAYCRUZC.T. SUPEC.T. MOLINOSC.T. IÑAPARIC.T. CHANCHAMAYOC.T. CARQUINC.T. HUMAYA

ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.EGENOR S.A.A.PROCESADORA FRUTICOLA S.A.SOC. MINERA CAROLINANESTLE PERU S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.AGROINDUSTRIAL POMALCA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.MINERA YANACOCHA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.MINERA YANACOCHA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.MINERA YANACOCHA S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOELECTRO ORIENTE S.A.THE MAPLE GAS CORPORATION DEL PERUELECTRO ORIENTE S.A.CIA. CERVECERA DEL SUR S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCEMENTOS NORTE PACASMAYO ENERGIA S.A.C.AUSTRAL GROUP S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCIA. MINERA SAYAPULLO S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCIA. MINERA PODEROSA S.A.CIA. MINERA PODEROSA S.A.SIPESAHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCIA. MINERA HORIZONTE S.A.MINERA AURIFERA RETAMAS S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOTRUPAL S.A.MINERA AURIFERA RETAMAS S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOALICORP S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.EGENOR S.A.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCERVECERIA SAN JUAN S.A.A.ELECTRO TOCACHE S.A.ENAPUHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOEMP. ELECTRICA UCAYALI S.A.EMP. ELECTRICA UCAYALI S.A.EMP. ELECTRICA UCAYALI S.A.AGUAYTIA ENERGY DEL PERU S.R. LTDA.MUNIC. DISTRITAL CAMPO VERDEEMP. ELECTRICA UCAYALI S.A.THE MAPLE GAS CORPORATION DEL PERU - SUCURSAL PERUANAAGUAYTIA ENERGY S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.THE MAPLE GAS CORPORATION DEL PERUHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOTHE MAPLE GAS CORPORATION DEL PERUCONSEJO MUNICIPAL PADRE ABADHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCORPORACION FISH PROTEIN S.A.COMPAÑIA PESQUERA DEL PACIFICO CENTRO S.A.FABRICA DE CONSERVAS ISLAY S.A.PRODUPESAPRODUPESAAGUAYTIA ENERGY DEL PERU S.R. LTDA.CONSORCIO PESQUERO CAROLINA S.A.AUSTRAL GROUP S.A.SIPESAEGENOR S.A.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCOMPAÑIA PERUANA DEL AZUCAR S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CORPORACION PESQUERA SAN ANTONIO S.A.ENVASADORA CHIMBOTE EXPORT S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCIA. MINERA SANTA LUISAELECTRO CENTRO S.A.MINERA HUALLANCA S.A.C.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CONS. P DE PURUS - PTO. ESPERANZAHIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOCONSORCIO PESQUERO CAROLINA S.A.PESCA PERU HUARMEY S.A.HIDRANDINA S.A. - ELECTRO NORTE MEDIOMITSUI MINING AND SMELTING COMPANY L.AUSTRAL GROUP S.A.SOC. MINERA EL BROCAL S.A.CIA. MINERA MILPO S.A.COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURACIA. MINERA RAURAQUIMPAC S.A.CORPORACION PESQUERA SAN ANTONIO S.A.ALEXANDRA S.A.COMPAÑIA PESQUERA DEL PACIFICO CENTRO S.A.EMP. MINERA ISCAYCRUZ S.A.NEG. PESQUERA DEL SUR S.A.REDONDOS S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO CENTRO S.A.PESQUERA EXALMAR S.A.EDELNOR S.A.A. (EX E.D.E. CHANCAY)

MENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kW*AUTORIZACIONMENOR A 500 kW*AUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kW**AUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kW*AUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION*AUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION**AUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kW

SAUCESANTA ROSAAGUA BLANCASANTA ROSACHICLAYOCHICLAYOHUALGAYOCCHICLAYOLEIMEBAMBAALTO SAPOSOACHICLAYOBUENOS AIRESPUCACACACELENDINSAPOSOAVARGAS GUERRAPICOTACASPISAPASAN HILARIONTINGO DE PONASAPISCOYACULAGUNASENCAÑADASHAMBOYACUBELLAVISTAEL ESLABONENCAÑADASACANCHEENCAÑADABELLAVISTAENCAÑADABAJO BIAVOINAHUAYACAJAMARCAPAJARILLOMAQUIAJUANJUIALTO BIAVOPACHIZAHUICUNGOPEDRO GALVEZSANTA CRUZ DE TOLEDCONTAMANACONTUMAZAPACASMAYOCHANCAYCAMPANILLACASCASSAYAPULLOCAMPANILLACAJABAMBAPATAZPATAZMAGDALENA DE CAOHUAMACHUCOCURGOSCURGOSOTUZCOSANTIAGO DE CAOPARCOYCACHICADANTRUJILLOTRUJILLOTRUJILLOSANTIAGO DE CHUCOYARINACOCHATOCACHESALAVERRYPALLASCATAYABAMBAYARINACOCHAYARINACOCHAYARINACOCHACURIMANACAMPOVERDECAMPOVERDECALLARIAPADRE ABADPADRE ABADHONORIAPOMABAMBATOURNAVISTAPADRE ABADPISCOBAMBACHIMBOTECHIMBOTECHIMBOTESANTACOISHCOPADRE ABADCOISHCOCOISHCOCHIMBOTECHIMBOTELLAMELLINNEPEÑARUPA-RUPASAMANCOSAMANCOBUENA VISTA ALTACASMAHUALLANCASANTA MARIA DEL VALLEHUALLANCAHUANUCOQUISQUIPURUSHUARMEYHUARMEYHUARMEYCAJACAYPACLLONHUARMEYTICLACAYANSAN FCO.DE ASINAC DE YARUSYACAOYONOYONPATIVILCASUPESUPESUPEPACHANGARAVEGUETAVEGUETAIÑAPARICHANCHAMAYOCALETA DE CARQUINHUAURA

SAN MARTINEL DORADOEL DORADOEL DORADOCHICLAYOCHICLAYOHUALGAYOCCHICLAYOCHACHAPOYASHUALLAGACHICLAYOPICOTAPICOTACELENDINHUALLAGAUCAYALIPICOTAPICOTAPICOTAPICOTAHUALLAGACHICLAYOCAJAMARCAPICOTABELLAVISTAHUALLAGACAJAMARCAHUALLAGACAJAMARCABELLAVISTACAJAMARCABELLAVISTAUCAYALICAJAMARCAMARISCAL CACERESREQUENAMARISCAL CACERESBELLAVISTAMARISCAL CACERESMARISCAL CACERESSAN MARCOSCONTUMAZAUCAYALICONTUMAZAPACASMAYOSAN MARCOSMARISCAL CACERESGRAN CHIMUGRAN CHIMUMARISCAL CACERESCAJABAMBAPATAZPATAZASCOPESANCHEZ CARRIONSANCHEZ CARRIONSANCHEZ CARRIONOTUZCOASCOPEPATAZSANTIAGO DE CHUCOTRUJILLOTRUJILLOTRUJILLOSANTIAGO DE CHUCOCORONEL PORTILLOTOCACHETRUJILLOPALLASCAPATAZCORONEL PORTILLOCORONEL PORTILLOCORONEL PORTILLOPADRE ABADCORONEL PORTILLOCORONEL PORTILLOCORONEL PORTILLOPADRE ABADPADRE ABADPUERTO INCAPOMABAMBAPUERTO INCAPADRE ABADMARISCAL LUZURIAGASANTASANTASANTASANTASANTAPADRE ABADSANTASANTASANTASANTAANTONIO RAYMONDISANTALEONCIO PRADOSANTASANTACASMACASMABOLOGNESIHUANUCOBOLOGNESIHUANUCOHUANUCOPURUSHUARMEYHUARMEYHUARMEYBOLOGNESIBOLOGNESIHUARMEYPASCOPASCOOYONOYONBARRANCABARRANCABARRANCABARRANCAOYONHUAURAHUAURATAHUAMANUCHANCHAMAYOHUAURAHUAURA

SSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASINACSINACSSAASSAASSAASINACSINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASINACSINACSSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAA

0.4160.1200.0900.04026.6100.5604.5441.5800.2000.10012.3360.1000.1001.3400.8400.2001.5200.0800.2300.0960.0400.6006.9100.0900.5000.1001.3900.0605.4600.1002.9300.0050.1007.2100.1000.2701.3241.4300.0600.1600.3000.8700.9080.52033.5303.5800.1800.2602.2000.2441.3601.0503.0605.3901.5303.7605.6532.39015.0001.9530.1000.8001.12021.9200.4003.1001.8901.2800.1500.52025.36020.0005.0001.0000.1923.0000.325156.5680.3540.3450.2000.2501.3100.2002.0501.6801.6501.0800.5401.0001.6100.6002.26063.8330.1003.6502.8401.0601.2300.1000.3105.2002.1202.1006.5800.5300.1680.4000.7702.6300.0501.2102.8604.2407.0505.3005.35023.0002.1001.7401.8508.4011.4600.7400.3502.4202.1500.340

SAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINLAMBAYEQUELAMBAYEQUECAJAMARCALAMBAYEQUEAMAZONASSAN MARTINLAMBAYEQUESAN MARTINSAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINLORETOSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINLAMBAYEQUECAJAMARCASAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINCAJAMARCASAN MARTINLORETOCAJAMARCASAN MARTINLORETOSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINSAN MARTINCAJAMARCACAJAMARCALORETOCAJAMARCALA LIBERTADCAJAMARCASAN MARTINLA LIBERTADLA LIBERTADSAN MARTINCAJAMARCALA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADUCAYALISAN MARTINLA LIBERTADANCASHLA LIBERTADUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIUCAYALIHUANUCOANCASHHUANUCOUCAYALIANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHUCAYALIANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHHUANUCOANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHHUANUCOANCASHHUANUCOHUANUCOUCAYALIANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHPASCOPASCOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMAMADRE DE DIOSJUNINLIMALIMA


Continúa...


2.1 Inversiones realizadas en el período 1990 - 1ersemestre 2003

El proceso de reestructuración del sector eléctrico representóun incentivo a las inversiones tanto públicas como privadaspara cada una de sus actividades, las cuales se caracterizaronpor tener una creciente part ic ipación pr ivada:

• Generación: En el período 1990-1993 las inversionesprovinieron del sector público. En 1994-1995 se inician lasinversiones del sector privado las cuales presentaron unaparticipación promedio de 30% en relación con el total deinversiones. En 1996-2000 predominaron las inversionesprovenientes del sector privado, con una participaciónpromedio de 66% del total de inversiones, y para el período2001-1er semestre 2003, la participación de las inversionesdel sector privado fue del 30%. Ver Gráfico 3.

(1) Cuando se separaron las actividades de transmisión de las actividades de generación y distribución se creó la empresa ETECEN en 1997 con la ConcesiónDefinitiva de Transmisión de Electricidad del Sistema Mantaro-Socabaya. En 1998 ETECEN cedió su posición contractual a favor de Consorcio Transmantaro. Enjunio de 2002, los activos de operación de ETECEN fueron adjudicados en concesión a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA), empresa colombiana dedicada alnegocio de energía.

Fuente: OSINERG (http://www.osinerg.org.pe/osinerg/privatizacion/post_privatiza.jsp)

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EDELNOR

LUZ DEL SUR

CAHUA

EDEGEL

EDECHANCAY

ETEVENSA

EGENOR

EDECAÑETE

EEPSA

ELECTRO SUR MEDIO

TRANSMANTARO (1)

ELECTRO NORTE

ELECTRONOROESTE

ELECTRO CENTRO

HIDRANDINA

REDESUR

BOOT LL.TT. Oroya-

Carhuamayo-Paragsha-

Derivación Antamina y

Aguaytia-Pucallpa

Grifos Petroperú (78)

Solgas

Petromar

Petrolera Transoceánica

Refinería La Pampilla

Petrolube (Plt.Lubricantes)

Lote 8 y Lote 8X

Lote X

Petroperú -Terminales Norte

Petroperú -Terminales Centro

Petroperú -Terminales Sur

Gas de Camisea


Ontario Quinta

Sipesa

Generandes


Consorcio Generalima

Inversiones Dominion

Luz del Sur

Cons. Eléct.Cabo Blanco

Cons. Hica Inversiones

Hydro Quebec - GyM

Grupo Gloria (JORBSA)

Red Eléctrica de España

Interconex. Eléctrica ISA

Varios

Venta acciones en BVL

Petrotech International

Glenpoint Erterprises Inc.

Refinadores del Perú

Mobil Oil del Perú

Pluspetrol Perú Corp

Perez Companc del Perú


Vopak - Serlipsa


Pluspetrol-Hunt-SK

60.00

60.00

60.00

60.00

60.00

60.00

60.00

100.00

60.00

98.20

85.00

30.00

30.00

30.00

30.00

85.00

82.06

100.00

84.10

Concesión

100.00

60.00

98.40

Concesión

Concesión

Concesión

Concesión

Concesión

Concesión

176.49

212.10

41.81

524.40

10.36

228.20

8.62

19.66

25.64

Concesión

22.12

22.89

32.69

67.88

Concesión

Concesión

38.8

7.55

200.00

25.25

180.50

18.56

142.20

202.00

32.99

32.99

32.99

(*) 37.24%




100MW


280MW

100MW


80MW

OBRAS

LT





LT

LT









Explot.

150.00

120.00

42.00

120.10

42.00

40.00

25.64

179.00

74.48

65.41

5.00

65.00

50.00

25.00

25.00

5.55

6.33

6.91

1,600.00

36.45

0.00

0.00

0.00

c/Edelnor

38.22

0.00

0.00

39.95

36.87

15.00

69.99

70.00

70.00

64.69

15.00

17.94

4 grifos por vender

0.00

40.00

0.00

Observaciones









30 años

28 años

30 años

15 años

15 años

15 años

(*) Regalías

Fecha de Cierre Empresa AdjudicatorioParticipa-

ción %

Monto de la

Subasta US$ MMCompromiso

Inversión proyectada

US$ MM

Participación actual

del Estado %



En 1992 se inicia el proceso de reestructuración del sector

eléctrico3 requiriéndose la separación de las actividades de

generación, transmisión, distribución y comercialización,

introduciendo la competencia en generación y

comercialización, y manteniendo como negocios regulados

la transmisión y la distribución. La Dirección General de

Electricidad, en representación del Ministerio de Energía y

Minas, tiene la función de otorgar las concesiones y

autorizaciones. A un nuevo ente, el Organismo Supervisor

de la Inversión en Energía (OSINERG) se le asignó la función

de regulación del mismo y al Comité de Operación Económica

del Sistema (COES), las funciones de operación del sistema

interconectado nacional4. En el Cuadro 1 se presenta un

reporte del Proceso de Privatización que se llevó a cabo en

Perú.

3. Ley de Concesiones Eléctricas. Decreto Ley 25844

4. El COES es un ente único dentro de los esquemas de restructuración de las industrias eléctricas. Siendo autorregulado por sus miembros, los generadores y empresas

de transmisión, no recibe supervisión ni control de los entes del Estado, salvo en cuestiones técnicas para garantizar el suministro eléctrico, la interconexión de nuevos

actores, y el acceso abierto a las redes. Esta falta de vigilancia se debe a que en el COES solo se transan diferencias entre las obligaciones que tienen los generadores

para suplir a las distribuidoras y grandes clientes, y las ofertas realizadas. Debido a que las distribuidoras deben contratar toda la energía que requieren sus clientes,

los contratos son supervisados por OSINERG y los grandes clientes están obligados a contratar toda su energía, no existen incentivos para ejercer poder de mercado

sobre los usuarios finales en las transacciones de corto plazo que son manejadas por el COES


19,00%

14,00%

9,00%

4,00%

-1,00%

-6,00%

-11,00%

-16,00%

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

Política de privatización


254255256257258259260261262263264265266267268269270271272273274275276277278279280281282283284285286287288289290291292293294295296297298299300301302303304305306307308309310311312313314315316317318319320321322323324325326327328329330331332333334335336337338339340341342343344345346347348349350351352353354355356357358359360361362363364365366367368369370371372373374375376377378379380381382

C.T. IWANKOC.T. SAYANC.T. SATIPOC.T. INDUMARC.T. IBERIAC.T. BENEFICIOC.T. MARIA TERESAC.T. ANDINOC.T. PANGOAC.T. TARMAC.T. AVINKAC.T. SAN FERMINC.T. GRUNEPAC.T. CHANCAYC.T. NEMESINACC.T. PLANTA NO 3C.T. VEGUETAC.T. SAN VICENTEC.T. UNIDAD MINERA CARAHUACRAC.T. VENTANILLAC.T. LA PAMPILLAC.T. URPIPATAC.T. CAJAMARQUILLA (VAPOR)C.T. ATLASC.T. FILAMENTOSC.T. CAJAMARQUILLAC.T. CELIMA 1C.T. CEPERC.T. CELIMA 2C.T. PURINAC.T. CALCAREOSC.T. MEPSAC.T. PLANTA 2C.T. COMPAÑIA QUIMICAC.T. FARINACEOS MOLINOSC.T. CORMARC.T. OLVIESAC.T. FRENOSAC.T. ATEC.T. AJINOMOTOC.T. PLANTA TINTORERIAC.T. LA MOLINAC.T. VOPAKC.T. NITRATOSC.T. BAKELITAC.T. QUILLABAMBAC.T. CORPACC.T. JOHNSONC.T. RIMACC.T. SAVOYC.T. SANTA ROSAC.T. UNIVERSALC.T. INTERBANKC.T. FIDEERIA LIMAC.T. ALICORPC.T. NABISCOC.T. MOLITALIAC.T. LIMA CAUCHOC.T. GOODYEARC.T. OLEAGINOSA CALLAOC.T. EL AMAZONASC.T. IEQSAC.T. COCA COLAC.T. NESTLE PERUC.T. NUEVO MUNDOC.T. FIJESAC.T. NUEVO MUNDO IC.T. RED STARC.T. ETERNITC.T. MOLINO CALLAOC.T. PLANTA FAR. FIDEERIAC.T. AV. COLONIALC.T. PUERTO CALLAOC.T. VINSAC.T. SUDAMERICANAC.T. PERUBARC.T. LA PAPAC.T. COSTA DEL PACIFICOC.T. MONTERRICOC.T. ATOCONGOC.T. LARCO MARC.T. CEMENTOS LIMAC.T. AUTORIDAD AUTONOMAC.T. CEMENTOS LIMA 2C.T. ALIMENTOSC.T. EXSAC.T. APOSTOL SANTIAGOC.T. DIESEL MANTAROC.T. PAUCARAC.T. PTO. MALDONADOC.T. MALLAC.T. MALAC.T. HUANCAVELICAC.T. ACOBAMBAC.T. CHUYAPIC.T. HUANTAC.T. SAN GENAROC.T. CORRALPAMPAC.T. AYACUCHOC.T. IZCUCHACAC.T. HUACHOSC.T. CHINCHEROSC.T. CASTROVIRREYNAC.T. TINTAYAC.T. TAMBO DE MORAC.T. EXALMARC.T. CANGALLOC.T. CUSCOC.T. DOLORESPATAC.T. TICRAPOC.T. HUAYTARAC.T. HUANCAPIC.T. ABANCAYC.T. PERUBAR S.A.C.T. PISCOC.T. PHINAYAC.T. ACEROSC.T. PISCOC.T. EL PROGRESOC.T. SANTIAGO DE CHOCORVOSC.T. EPESCAC.T. PISCOC.T. CORDOVAC.T. SANDIAC.T. MINSURC.T. TANTARAC.T. ANTABAMBAC.T. ANDAMARCAC.T. CHIPAO

MOLINOS MAYO S.A.EDELNOR S.A.A. (EX E.D.E. CHANCAY)ELECTRO CENTRO S.A.PESQUERA INDUSTRIAL MARITIMA S.A. - INDUMARELECTRO SUR ESTE S.A.MOLINOS MAYO S.A.MINERA COLQUISIRICEMENTO ANDINO S.A.ELECTRO PANGOA S.A.ELECTRO CENTRO S.A.AVINKA S.A.EMPRESA ELECTRICA SAN FERMIN S.A.GRUPO DE NEGOCIOS PAITA S.A. - GRUNEPAPESQUERA POLAR S.A.PESQUERA NEMESINAC S.A.PRODUPESASIPESACIA. MINERA SAN IGNACIO DE MOROCOCHAVOLCAN CIA. MINERAETEVENSAREFINERIA LA PAMPILLA S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.REFINERIA CAJAMARQUILLA S.A.CALZADOS ATLAS S.A.FILAMENTOS INDUSTRIALES S.A.REFINERIA CAJAMARQUILLA S.A.CERAMICA LIMA S.A. - CELIMACEPER CONDUCTORES ELECTRICOS PERUANOS S.A.CERAMICA LIMA S.A. - CELIMAAGRIBRANDS PURINA PERU S.A.CIA. MINERA AGREGADOS CALCAREOS S.A.MEPSA - METALURGIA PERUANA S.A.CORPORACION CERAMICA S.A.COMPAÑIA QUIMICA S.A.ALICORP S.A.CORPORACION DEL MAR S.A.OLVIESAFRENO S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.AJINOMOTO DEL PERU S.A.INDUSTRIAS NETTALCO S.A.BANCO DE CREDITO DEL PERU S.A.VOPAK SERLIPSA S.A.NITRATOS S.A.BAKELITA Y ANEXOS S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.CORPORACION PERUANA DE AEROPUERTOS Y AVIAC.C.JOHNSON JOHNSON DEL PERU S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.SAVOY PERU S.R.L.EDEGEL S.A.A. - EMP. DE GENERACION ELEC. DE LIMA S.A.UNIVERSAL TEXTIL S.A.INTERBANKALICORP S.A.ALICORP S.A.NABISCO PERU S.A.MOLINO ITALIA S.A.LIMA CAUCHO S.A.GOODYEAR DEL PERU S.A.ALICORP S.A.SOCIEDAD ANONIMA FCA. TEXTIL EL AMAZONASINDUSTRIAS ELECTROQUIMICAS S.A.EMBOTELLADORA LATINOAMERICANA S.A. COCA COLANESTLE PERU S.A.CIA. INDUSTRIAL NUEVO MUNDO S.A.FIJESA S.A.C.CIA. INDUSTRAL NUEVO MUNDO S.A.RED STAR DEL PERU S.A.FABRICA PERUANA ETERNIT S.A.ALICORP S.A.ALICORP S.A.UNION DE CERVECERIAS PERUANAS BACKUS & JHONSTON S.A.ENAPUVIDRIOS INDUSTRIALES S.A.SUDAMERICANA DE FIBRAS S.A.PERUBAR S.A.CENTRO INTERNACIONAL DE LA PAPA (CIP)HOTELERA COSTA DEL PACIFICO S.A.UNIVERSIDAD DE LIMAGEN. ELECTRICA DE ATOCONGOLARCO MAR S.A.CEMENTOS LIMA S.A.PROYECTO ESP. SINACTEMA ELECTRICA DE TRANSPORTE MASIVO DE LIMA Y CALLAOCEMENTOS LIMA S.A.MOLINOS MAYO S.A.EXSA S.A.CIA. MINERA SAN VALENTINELECTROPERU S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.CONSORCIO MALLA S.A.CIA. MINERA PATIVILCAELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CIA. MINERA CASTROVIRREYNA S.A.COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURAELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.BHP TINTAYACOMPAÑIA PESQUERA DEL PACIFICO CENTRO S.A.PESQUERA EXALMAR S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.EGEMSA - EMP. DE GENERACION ELECTRICA DE MACHU PICCHU S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.CIA. MINERA PERUBAR S.A.PESQUERA DIAMANTE S.A.MUNIC. DEL CENTRO POB. DE PHINAYACORPORACION ACEROS AREQUIPA S.A.AUSTRAL GROUP S.A.CIA. TEXTIL EL PROGRESO S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.EPESCA S.A.CORPORACION PESQUERA SAN ANTONIO S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO PUNO S.A.A.CIA. MINSUR S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.

AUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION*AUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION*MENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACION*AUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWAUTORIZACIONMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kWMENOR A 500 kW

SAYANSAYANSATIPOHUACHOIBERIAHUARALHUARALTARMAPANGOATARMACHANCAYCHANCAYCHANCAYCHANCAYCHANCAYCHANCAYCHANCAYMOROCOCHAYAULIVENTANILLAVENTANILLAECHARATELURIGANCHOLURIGANCHOLOS OLIVOSLURIGANCHOSAN JUAN DE LURIGANCHOLOS OLIVOSSAN MARTIN DE PORRESINDEPENDENCIALOS OLIVOSLURIGANCHOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOSAN JUAN DE LURIGANCHOCALLAOSAN JUAN DE LURIGANCHOATECALLAOCALLAOEL AGUSTINOECHARATECALLAOATELIMASANTA ANITALIMALIMALIMALIMACARMEN DE LA LEGUA REYNOSOLIMALIMASANTA ANITACARMEN DE LA LEGUA REYNOSOLIMALIMACARMEN DE LA LEGUA REYNOSOLIMALIMALIMALIMALIMASANTA ANITALIMACALLAOCALLAOCALLAOBELLAVISTABELLAVISTACALLAOHUAROCHIRILA MOLINASAN ISIDROSANTIAGO DE SURCOPACHACAMACMIRAFLORESVILLA MARIA DEL TRIUNFOVILLA EL SALVADORVILLA EL SALVADORLURINLURINLARAOSCOLCABAMBAPAMPASTAMBOPATAMALAMALAHUANCAVELICAACOBAMBASANTA ANAHUANTASANTA ANAHUACHOCOLPAAYACUCHOLIRCAYHUACHOSURUBAMBACASTROVIRREYNALAMAYTAMBO DE MORATAMBO DE MORAPARASCUSCOSANTIAGOHUAYTARAHUAYTARAVILCANCHOSABANCAYURCOSPISCOOCONGATEPISCOPISCOPARACASSANTIAGO DE CHOCORVOSPARACASPARACASCORDOVAPATAMBUCOANTAUTACABANAOROPESACARMEN SALCEDOCHIPAO

HUAURAHUAURASATIPOHUAURATAHUAMANUHUARALHUARALTARMASATIPOTARMAHUARALHUARALHUARALHUARALHUARALHUARALHUARALYAULIYAULICALLAOCALLAOLA CONVENCIONLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMACALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOLIMACALLAOLIMALIMACALLAOCALLAOLIMALA CONVENCIONCALLAOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMACALLAOLIMALIMALIMACALLAOLIMALIMACALLAOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMACALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOCALLAOHUAROCHIRILIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMAYAUYOSTAYACAJATAYACAJATAMBOPATACAÑETECAÑETEHUANCAVELICAACOBAMBALA CONVENCIONHUANTACASTROVIRREYNAHUANCAVELICAHUAMANGAANGARAESCASTROVIRREYNAURUBAMBACASTROVIRREYNACALCACHINCHACHINCHACANGALLOCUSCOCUSCOHUAYTARAHUAYTARAVICTOR FAJARDOABANCAYQUISPICANCHIPISCOQUISPICANCHIPISCOPISCOPISCOHUAYTARAPISCOPISCOHUAYTARASANDIAMELGARLUCANASANTABAMBALUCANASLUCANAS

SSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASINACSINACSSAASINACSSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAA

0.6000.5201.8901.0000.9500.8301.6403.0000.2404.1000.5202.9101.8803.5001.7400.8602.5106.7400.600549.3161.4001.0002.1701.2803.2802.5002.5701.0301.0900.6001.4501.2000.7200.5701.8801.6400.1150.6503.4001.0901.2501.9650.6508.8000.9400.3200.8000.5003.6000.580281.3002.3800.8501.8001.2000.6301.3801.1302.0202.6501.6002.6200.6401.0001.8001.6001.2000.5451.5703.0001.5404.6003.2001.2003.0002.0001.1201.6001.09027.7501.5000.8005.4000.8000.6401.5501.0001.2800.2004.8004.0702.1802.2000.2000.2000.9801.1900.9925.5000.1000.1000.1500.10017.9603.0501.3700.5000.05015.6200.0670.2240.1002.5802.0002.4700.0101.2504.0503.2000.0202.8702.4500.0500.4008.5000.1400.2000.2980.100

LIMALIMAJUNINLIMAMADRE DE DIOSLIMALIMAJUNINJUNINJUNINLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMAJUNINJUNINLIMALIMACUSCOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMACUSCOLIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMALIMAHUANCAVELICAHUANCAVELICAMADRE DE DIOSLIMALIMAHUANCAVELICAHUANCAVELICACUSCOAYACUCHOHUANCAVELICAHUANCAVELICAAYACUCHOHUANCAVELICAHUANCAVELICACUSCOHUANCAVELICACUSCOICAICAAYACUCHOCUSCOCUSCOHUANCAVELICAHUANCAVELICAAYACUCHOAPURIMACCUSCOICACUSCOICAICAICAHUANCAVELICAICAICAHUANCAVELICAPUNOPUNOAYACUCHOAPURIMACAYACUCHOAYACUCHO


Continúa...



383

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450

451

452

453

454

455

C.T. SELENE

C.T. LUCANAS

C.T. PUQUIO

C.T. CHANGUILLO

C.T. TAMBO QUEMADO

C.T. NAZCA

C.T. AZANGARO

C.T. AYAVIRI

C.T. CORACORA

C.T. COTAHUASI

C.T. SAN NICOLAS

C.T. BELLA UNION

C.T. ARCATA

C.T. HUAYLLACO - CAYLLOMA

C.T. ORCOPAMPA

C.T. PAUSA

C.T. ACARI

C.T. ARES 2

C.T. TAPARACHI

C.T. SHILA

C.T. LOMAS

C.T. CHUQUIBAMBA

C.T. YAUCA

C.T. ARIRAHUA

C.T. PAMPACOLCA

C.T. CHALA

C.T. BELLAVISTA

C.T. CARAVELI

C.T. ATICO

C.T. ATICO

C.T. SIGUAS

C.T. HUANCA

C.T. SOCOSANI


C.T. ILAVE

C.T. JULI

C.T. YURA

C.T. RIO SECO

C.T. UBINAS

C.T. CHILINA

C.T. CORIRE


C.T. AREQUIPA

C.T. MADSA

C.T. OCOÑA

C.T. CERVECERIA DORADA

C.T. CERRO VERDE (TG)

C.T. CERRO VERDE (EL)


C.T. INCA TOPS

C.T. LA JOYA

C.T. LA PLANCHADA

C.T. CAMANA

C.T. SAN CAMILO







C.T. MOLLENDO

C.T. MOLLENDO

C.T. MOLLENDO

C.T. MATARANI

C.T. MOQUEGUA

C.T. TOQUEPALA

C.T. REFINERIA DE COBRE

C.T. ILO

C.T. ILO 22 (EN CONSTRUCCION)

C.T. RUBI

C.T. ILO 21

C.T. ARPES

C.T. CALANA

CIA. MINERA SELENE S.A.


ELECTRO SUR MEDIO S.A.A. -




ELECTRO PUNO S.A.A.

ELECTRO PUNO S.A.A.



SHOUGANG GENERACION ELECTRICA S.A.


CIA. MINERA ARCATA S.A.

CIA. MINERA DE CAYLLOMA S.A.

COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURA



COMPAÑIA MINERA ARES S.A.

EMP. GEN. ELECTRICA SAN GABAN S.A.

MINERA SHILA S.A.




MINERA ARIRAHUA



EMP. GEN.ELECTRICA SAN GABAN S.A.


SIPESA




SOCOSANI S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO PUNO S.A.A.

ELECTRO PUNO S.A.A.

YURA





ELECTRO SUR S.A.

ALICORP S.A.

MANUFACTURAS DEL SUR S.A.


CIA. CERVECERA DEL SUR



ELECTRO SUR S.A.

INCA TOPS S.A.


INDUSTRIAL PESQUERA ILO S.A.



ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

ELECTRO SUR S.A.

SIPESA

CORPORACION PESQUERA SAN ANTONIO S.A.


SIPESA




AUSTRAL GROUP S.A.


PESQUERA RUBI S.A.


ARMADORES PESQUEROS - ARPES S.A.


MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

*

*

*

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

*

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

*

MENOR A 500 kW

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

*

AUTORIZACION

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

*

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

MENOR A 500 kW

*

*

*

*

*

*

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

AUTORIZACION

LUCANAS

PUQUIO

EL INGENIO

LEONCIO PRADO

NAZCA

AZANGARO

AYAVIRI

CORACORA

PUYCA

MARCONA

BELLA UNION

SALAMANCA

CAYLLOMA

ORCOPAMPA

PAUSA

BELLA UNION

CHILCAYMARCA

JULIACA

CHACHAS

LOMAS

UÑON

YAUCA

YANAQUIHUA

PAMPACOLCA

ATIQUIPA

PUNO

RIO GRANDE

CHAPARRA

CHAPARRA

LLUTA

HUANCA

YURA

ICHUÑA

PILCUYO

JULI

YURA

CERRO COLORADO

CAYMA

ALTO SELVA ALEGRE

CHIGUATA

UBINAS

AREQUIPA

AREQUIPA

OCOÑA

SACHACA

UCHUMAYO

UCHUMAYO

MATALAQUE

MOLLEBAYA

LA JOYA

MARISCAL CACERES

CAMANA

LA JOYA

PUQUINA

OMATE

SAN CRISTOBAL

QUINISTAQUILLAS

CUCHUMBAYA

LA CAPILLA

MOLLENDO

MOLLENDO

MOLLENDO

MEJIA

MOQUEGUA

ILABAYA

PACOCHA

PACOCHA

ILO

ILO

ILO

ILO

ILO

CALANA

LUCANAS

LUCANAS

NAZCA

LUCANAS

NAZCA

AZANGARO

MELGAR

PARINACOCHAS

LA UNION

NAZCA

CARAVELI

CONDESUYOS

CAYLLOMA

CASTILLA

PAUCAR DEL SARA SARA

CARAVELI

CASTILLA

SAN ROMAN

CASTILLA

CARAVELI

CASTILLA

CARAVELI

CONDESUYOS

CASTILLA

CARAVELI

PUNO

CONDESUYOS

CARAVELI

CARAVELI

CAYLLOMA

CAYLLOMA

AREQUIPA


EL COLLAO

CHUCUITO

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA


AREQUIPA

AREQUIPA

CAMANA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA


AREQUIPA

AREQUIPA

CAMANA

CAMANA

AREQUIPA



MARISCAL NIETO


MARISCAL NIETO


ISLAY

ISLAY

ISLAY

ISLAY

MARISCAL NIETO

JORGE BASADRE

ILO

ILO

ILO

ILO

ILO

ILO

ILO

TACNA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SINAC

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

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SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

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SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SINAC

SINAC

SINAC

SSAA

SSAA

SINAC

SSAA

SSAA

SINAC

SSAA

SSAA

SINAC

SINAC

SINAC

SSAA

SINAC

SSAA

SINAC

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SSAA

SINAC

SSAA

SINAC

SSAA

SSAA

SINAC

SINAC

SSAA

SINAC

SSAA

SSAA

SSAA

SINAC

0.960

0.100

1.800

0.300

0.100

2.590

0.980

1.800

1.000

0.160

63.627

0.400

6.000

4.360

3.976

0.200

0.460

5.100

7.800

2.440

0.080

0.340

0.130

2.410

0.200

0.420

7.850

0.200

3.220

0.430

1.940

0.100

0.800

0.017

0.320

0.290

6.400

0.800

1.820

53.400

1.500

0.173

1.060

0.930

0.320

2.040

15.200

5.000

0.017

0.655

1.410

3.000

5.910

0.100

0.420

0.030

0.050

0.100

0.220

0.092

2.060

1.230

106.490

3.410

1.060

6.490

9.000

5.460

135.200

3.600

257.600

2.300

25.600

APURIMAC

AYACUCHO

AYACUCHO

ICA

AYACUCHO

ICA

PUNO

PUNO

AYACUCHO

AREQUIPA

ICA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AYACUCHO

AREQUIPA

AREQUIPA

PUNO

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

PUNO

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

MOQUEGUA

PUNO

PUNO

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

MOQUEGUA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

MOQUEGUA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

AREQUIPA

MOQUEGUA

TACNA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

MOQUEGUA

TACNA



SSAA : SISTEMA AISLADOSINAC : SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ( SEIN : SistemaEléctrico Interconectado Nacional a partir del 18-07-2001:D.S. Nº038-2001-EM )

Perú tiene una extensión territorial de aproximadamente1,28 millones de kilómetros cuadrados, se encuentra en lazona centro-occidental de Sudamérica y limita al norte conEcuador y Colombia, al sur con Bolivia y con Chile, al estecon Brasil y al oeste con el océano Pacífico. En el año 2002Perú contaba con una población total de 26.749.000habitantes, con una tasa de crecimiento interanual promediode aproximadamente 1,6% desde 1997.

En las décadas de los años sesenta y ochenta la política degobierno del Perú estaba orientada a la participación delEstado en casi todas las actividades económicas, con elobjetivo de promover el desarrollo del país. Está política noresultó ser exitosa, registrándose los elevados niveles deinflación, así como porcentajes negativos de variación delProducto Interno Bruto, e importantes pérdidas en lasempresas del Estado.

A partir de 1990 se realiza una reforma estructural paraeliminar la intervención del Estado en la economía, permitiendoque el mercado oriente las decisiones de los actores. En estesentido se eliminaron todos los privilegios de los monopoliosde las empresas estatales, se eliminaron las restricciones yprohibiciones al comercio exterior y se estableció un

tratamiento no discriminatorio para la inversión extranjera ynacional. En 1991 se inicia la transferencia al sector privadosobre la base de lo establecido en la Ley de Privatizaciones2

, y cuyo propósito fue la de promover la inversión privada,tanto nacional como extranjera. Esta nueva política de gobiernose tradujo en una mejora de la economía, al presentarse unatendencia decreciente de la tasa de inflación anual, así comoporcentajes positivos de variación del Producto Interno Brutoa precios constantes de 1994. Ver Gráfico 1 y Gráfico 2.

Este entorno de política económica se reflejó en el sectoreléctrico en donde las empresas, hasta 1992, tuvieron eldesarrollo de sus actividades de generación, transmisión,distribución y comercialización de energía eléctrica reservadasal Estado, a través de la empresa matriz Electroperú S.A.,quién tenía la propiedad y representación de las accionesdel Estado y ejercía la supervisión y coordinación de lasempresas regionales de electricidad. El regulador de estasactividades fue la Dirección General de Electricidad delMinisterio de Energía y Minas.

2. Decreto Legislativo N° 674 de 1991.

2 Evolución del Sector Eléctrico


60,00%

50,00%

40,00%

30,00%

20,00%

10,00%

0,00%1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002



La República del Perú tiene el gran mérito de ser uno delos pioneros en realizar reformas estructurales a su sectoreléctrico, lo que le permitió atraer inversiones en las etapastempranas de la “revolución energética” en Suramérica y elconsiguiente desarrollo acelerado de su sector. Debido a queel Perú, sin embargo, no poseía los ejemplos de otros paísesque hubiesen reformado sus sectores, implementó ciertaspolíticas que ahora deben ser modificadas para continuar elexitoso desempeño de la industria. Estas reformas debenser integrales, permitiendo por un lado resolver los conflictosque existen entre los distintos organismos del Estado enmateria de formulación de política, supervisión y control delas actividades de los distintos actores, y por el otro lado,permitir una mayor transparencia en el proceso de toma dedecisiones por parte de los distintos entes. El Estado tieneplanteado hacer ciertas mejoras que apuntan a este objetivo,las Reformas de Segunda Generación, a fin de adaptar laindustria a las realidades del país. Entre ellas se encuentranel lograr mayor competencia entre combustibles, mayorparticipación del sector privado, mayor sofisticación de losdistintos actores, mayor experiencia en la regulación deservicios públicos competitivos y mayor competencia entreactores, todo con el objeto de continuar con la tendenciadecreciente de precios, mayor cobertura, mejor calidad delos servicios y mayores inversiones.

A fin de contribuir con la discusión que se viene generandoen el Perú, el presente informe1 desarrolla una visión integralde su sector eléctrico, analizando tanto las instituciones quegobiernan el sector como el comportamiento de los actoresque participan en él. Se muestra que la interacción entrepolíticas energéticas y macroeconómicas, el comportamientode la demanda y el marco regulatorio han logrado que semantenga una capacidad instalada adecuada a lasnecesidades del corto y mediano plazo y a su vez han logradoreducir las tarifas, tanto para grandes clientes como paraclientes regulados. Por el otro lado, se plantea que es requeridoque el mercado mayorista de electricidad se vuelva máscompetitivo. No solo deben participar los generadores pararealizar transacciones de corto plazo para cubrir diferenciasentre la demanda contratada y la demanda efectiva perotambién los grandes consumidores directamente y a través

de comercializadores a fin de darle una mayor profundidadal mercado. Se busca de esta forma lograr un balance entrelos contratos bilaterales y las transacciones de corto plazo,lo que conlleva a una restructuración del Comité de OperaciónEconómica del Sistema y a una modificación del régimen lasreglas de operación y metodologías de formación de precios.

En cuanto a la transmisión, se sugiere retomar los estudiosde planificación indicativa del sistema para enviar señales alos inversionistas, tomando en cuenta intercambiosinternacionales, no solo con Ecuador próximo a iniciarse,pero también con Bolivia, Brasil, Colombia y Chile. Estosestudios de planificación deben considerar a la generacióncomo potencial sustituto a la transmisión y los efectoscompetitivos que una red más densa produce. Con respectoa la distribución y comercialización, es requerido formalizarla figura del comercializador como agente que permiteintermediar los riesgos entre los distintos actores, dándoleprofundidad al mercado y ayudando a reducir distorsionesimplícitas en los esquemas tarifarios. De igual manera, esrecomendable reducir los niveles para ser considerado granusuario y dar más flexibilidad a la participación en estacategoría, simultáneamente con una campaña informativapara promocionar los beneficios de la misma. Simultáneamentecon la reforma del COES, se estima que también es necesarioflexibilizar los términos de compra de la energía y servicioscomplementarios por parte de los distribuidores. Todas estasdiscusiones deben plantearse, como en efecto se está haciendo,con la mayor participación de todos los actores involucrados.

En el análisis se presenta el contexto de política económicaque acompañó al proceso de reestructuración del SectorEléctrico desde su apertura en 1992, así como la evoluciónde las inversiones y las empresas que lo conforma. Despuésse presentan los actores, los regímenes de precios ymercados, las actividades que se desarrollan y lasmetodologías de remuneración de las mismas. Luego sepresenta las proyecciones del balance energético al 2011donde se observa que el nivel de reservas permanece losuficientemente alto para garantizar el servicio eléctrico enel Perú. Finalmente, se presentan los temas de calidad delservicio y ahorro de energía.

1. Este informe fue elaborado por Alberto Levy, Ejecutivo Principal de la Dirección de Políticas Sectoriales de Infraestructura, de la Vicepresidencia de Infraestructura,y por María Carolina Betancourt, como parte de su pasantía profesional realizada en la CAF. La información que sirvió de base para la elaboración del presente informefue obtenida a través de búsquedas en Internet y de la revisión específica de las páginas Web del Ministerio de Energía y Minas (MEM), OSINERG y COES. Adicionalmente,se obtuvo información de entrevistas realizadas a funcionarios del MEM, COES, OSINERG y de las empresas Electroperú, Duke Energy, y REP en agosto de 2003.

1. Introducción


Listado de Centrales Hidroeléctricas

123456789

101112131415161718192021222324252627282930313233343536373839404142434445464748495051525354555657585960616263646566676869707172737475767778798081828384858687888990919293949596979899

100101102103104105106107108109110111112113114115116117118119120121122123124125

C.H. OXAHUAYC.H. MONTEROC.H. QUIROZC.H. SICACATEC.H. POECHOS I YII (EN CONSTRUCCION)C.H. CHIRAC.H. EL COMUNC.H. SANTO DOMINGO DE NAVAC.H. CHALACOC.H. NAMBALLEC.H. CURUMUYC.H. ZAPALACHEC.H. HUANCABAMBAC.H. TABACONASC.H. EL MUYOC.H. CANCHAQUEC.H. CHAUPE PUCARAC.H. LA PELOTAC.H. POMAHUACAC.H. ACHAMAQUIC.H.CAÑARISC.H. EL GERAC.H. CACLICC.H. INCAWASIC.H. GUINEAMAYOC.H. TACABAMBAC.H. TABALOSOSC.H. CHIRICONGAC.H. CARHUAQUEROC.H. SAN JOSE DE SINACAC.H. CERRO MULATO (EN CONSTRUCCION)C.H. BAMBAMARCAC.H. MINI CC.HH.EL TINGOC.H. LEYMEBAMBAC.H. SHIPILCOC.H. BUENOS AIRES NIEPOSC.H. CELENDINC.H. CHICCHEC.H. LANCHILOMAC.H. GALLITO CIEGOC.H. HUAYOBAMBAC.H. SAN MARCOSC.H. PAUCAMARCAC.H. CORLAS - CASCASC.H. PACAYMONTEC.H. MEMBRILLOC.H. HUAYUNGUITAC.H. HUAYUNGAC.H. EL TINGOC.H. YAMOBAMBAC.H. PIAZ I (EN CONSTRUCCION)C.H. HUAYCHACAC.H. CACHICADANC.H. TARABAMBAC.H. TABLACHACA (EN ESTUDIO)C.H. VIRUC.H. CAÑON DEL PATOC.H. POMABAMBAC.H. PISCOBAMBAC.H. PASO DEL AGUILA (EN ESTUDIO)C.H. CENTAURO (EN CONSTRUCCION)C.H. CHACASC.H. CENTAURO II (EN ESTUDIO)C.H. MARIA JIRAYC.H. MINI CENTRAL HIDROELECTRICA 1C.H. MINI CENTRAL HIDROELECTRICA 2CH3 ANTIGUAC.H. PARIACC.H. ACOMAYOC.H. HUALLANCA NUEVAC.H. COLPA BAJAC.H. POZUZOC.H. LAMAC (EN ESTUDIO)C.H. CHIQUIANC.H. MURI (EN ESTUDIO)C.H. PUQUIAN (EN ESTUDIO)C.H. OCROSC.H. CAHUAC.H. HUANRIC.H. CURQUISH (EN ESTUDIO)C.H. CHAPRINC.H. PAMPANIAC.H. RAURA IIC.H. CHINCHEC.H. UCHUHUERTA (EN ESTUDIO)C.H. MAYUSH (EN ESTUDIO)C.H. MARCOPAMPAC.H. CASHAUCROC.H. HUAYLILLAS (EN ESTUDIO)C.H. COCHASC.H. CANDELARIAC.H. PATONC.H. LLACLLA (EN ESTUDIO)C.H. YAUPIC.H. YUNCAN (EN CONSTRUCCION)C.H. RIO BLANCOC.H. NAVAC.H. JUPAYRAGRAC.H. EL CAÑO (EN ESTUDIO)C.H. CHURINC.H. PICHANAKIC.H. HUARONC.H. SAN HILARIONC.H. CHANCHAMAYOC.H. HUANCHAYC.H. YANANGOC.H. SHAGUAC.H. CACRAYC.H. CHEVES (EN CONSTRUCCION)C.H. YANAHUINC.H. RAVIRA-PACARAOSC.H. MONOBAMBAC.H. MONOBAMBA IIC.H. CHALHUAMAYOC.H. CARPAPATA IIC.H. CARPAPATA IC.H. ACOSC.H. MALPASOC.H. HUAROSC.H. TARMA HUASA HUASIC.H. PACCHAC.H. CANTAC.H. CANTAC.H. LA OROYAC.H. LLAPAY (EN CONSTRUCCION)

ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.SINDICATO ENERGETICO S.A. - SINERSAPROYECTO ESPECIAL CHIRA - PIURAELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.SINDICATO ENERGETICO S.A. - SINERSAELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NOR OESTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.CTAR LAMBAYEQUEELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.CTAR LAMBAYEQUEELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRO NORTE S.A.EGENOR S.A.A.ELECTRO ORIENTE S.A.ELECTRICA CHONGOYAPE S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.CIA. MINERA SAN NICOLAS S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.CEMENTOS NORTE PACASMAYO ENERGIA S.A.C.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.CIA. MINERA SAYAPULLO S.A.CIA. MINERA SAYAPULLO S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.CIA. MINERA PODEROSA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.AGUAS Y ENERGIA PERU S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.IESA S.A.PROYECTO ESPECIAL CHAVIMOCHICEGENOR S.A.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.REPRESENTACIONES CASASI S.A.CORMIPESA - CORPORACION MINERA DEL PERU S.A.EMP. DE INTERES LOCAL HIDROELEC. CHACASREPRESENTACIONES CASASI S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA PARIAC S.A.EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA PARIAC S.A.EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA PARIAC S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA PARIAC S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CIA. MINERA SANTA LUISAELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.COMPAÑìA MINERA ATACOCHARAGUSEA AGROINDUSTRIAL S.A.COMPAÑIA MINERA RAURA S.A.COMUNIDAD CAMPESINA DE CHINCHE - TINGOELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.COMPAÑìA MINERA ATACOCHACIA. MINERA RAURAEMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.EMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.COMPAÑIA MINERA MILPOCOMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURAEMP. DE GENERACION ELECTRICA CAHUA S.A.ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EGECEN S.A.SOC. MINERA EL BROCAL S.A.EDELNOR S.A.A.SOC. MINERA EL BROCAL S.A.ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EDELNOR S.A.A.ELECTRO CENTRO S.A.COMPAÑIA MINERA HUARON S.A.CIA. HIDROELECTRICA SAN HILARIONELECTRO CENTRO S.A.EMP. ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.EDEGEL S.A.A.EMP. ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.EMP. ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.PERU HYDRO S.A.EMP. ADMINISTRADORA CHUNGAR S.A.EDELNOR S.A.A.COMPAÑIA MINERA SAN IGNACIO DE MOROCOCHA S.A.COMPAÑIA MINERA SAN IGNACIO DE MOROCOCHA S.A.ELECTRO CENTRO S.A.CEMENTO ANDINO S.A.CEMENTO ANDINO S.A.EDELNOR S.A.A.ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EDELNOR S.A.A.INVERSIONES ANDINO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.E.D.E. CHANCAY S.A.EDELNOR S.A.A.ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.CIA. MINERA SAN VALENTIN S.A.

MENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KW*MENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACION*AUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KW*MENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACION*CONCESION TEMPORALAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWCONCESION TEMPORALCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVACONCESION TEMPORALCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALCONCESION TEMPORALAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACION*AUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION

SICCHEZMONTEROAYABACAMONTEROSULLANASULLANAFRIASSANTO DOMINGOCHALACONAMBALLECASTILLAEL CARMEN DE LA FRONTERAHUANCABAMBATABACONASARAMANGOCANCHAQUEJAENJAENPOMAHUACALONYA GRANDECAÑARISJEPELACIOLUYAINCAHUASISOCOTATACABAMBATABALOSOSCHANCAYBAÑOSLLAMASAN JOSE DE SINACACHONGOYAPEBAMBAMARCAHUALGAYOCLEIMEBAMBACELENDINNIEPOSJORGE CHAVEZCAJAMARCANAMORAYONANPEDRO GALVEZPEDRO GALVEZICHOCANCASCASSAYAPULLOSAYAPULLOCAJABAMBACAJABAMBAPATAZHUAMACHUCOOTUZCOQUIRUVILCACACHICADANBULDIBUYOPALLASCAVIRUHUALLANCAPOMABAMBAPISCOBAMBAACOCHACACHACASCHACASCHACASHUARIHUARAZHUARAZHUARAZHUARAZCHINCHAOHUALLANCAHUANUCOPOZUZOHUASTACHIQUIANCOPACOPAOCROSCAJATAMBOSAN CRISTOBAL DE RAJANCAJATAMBOHUARIACASANTA ANA DE TUSIOYONYANAHUANCAHUACHONMANASYANACANCHAOYONCOCHASAMBARYANACANCHAOYONBARRANCAULCUMAYOPAUCARTAMBOTINYAHUARCOPACHANGARATINYAHUARCOVILLA RICAPACHANGARAPICHANAQUIHUAYLLAYSAYANSAN RAMONPACARAOSSAN RAMONSANTA CRUZ DE ANDAMARCASANTA CRUZ DE ANDAMARCASAYANPACARAOSPACARAOSVITOCVITOCSATIPOPALCAPALCASAN MIGUEL DE ACOSPACCHAHUAROSTARMATARMACANTACANTALA OROYALARAOS

AYABACAAYABACAAYABACAAYABACASULLANASULLANAAYABACAMORROPONMORROPONSAN IGNACIOPIURAHUANCABAMBAHUANCABAMBASAN IGNACIOBAGUAHUANCABAMBAJAENJAENJAENUTCUBAMBAFERREÑAFEMOYOBAMBALUYAFERREÑAFECUTERVOCHOTALAMASSANTA CRUZCHOTAEL DORADOCHICLAYOHUALGAYOCHUALGAYOCCHACHAPOYASCELENDINSAN MIGUELCELENDINCAJAMARCACAJAMARCACONTUMAZASAN MARCOSSAN MARCOSSAN MARCOSGRAN CHIMUGRAN CHIMUGRAN CHIMUCAJABAMBACAJABAMBAPATAZSANCHEZ CARRIONOTUZCOSANTIAGO DE CHUCOSANTIAGO DE CHUCOPATAZPALLASCAVIRUHUAYLASPOMABAMBAMARISCAL LUZURIAGAASUNCIONASUNCIONASUNCIONASUNCIONHUARIHUARAZHUARAZHUARAZHUARAZHUANUCOBOLOGNESIHUANUCOOXAPAMPABOLOGNESIBOLOGNESICAJATAMBOCAJATAMBOOCROSCAJATAMBOOCROSCAJATAMBOPASCODANIEL ALCIDES CARRIONOYONDANIEL ALCIDES CARRIONPASCOCAJATAMBOPASCOOYONOCROSHUAURAPASCOOYONBARRANCAJUNINPASCOPASCOOYONPASCOOXAPAMPAOYONCHANCHAMAYOPASCOHUAURACHANCHAMAYOHUARALCHANCHAMAYOHUARALHUARALHUAURAHUARALHUARALCHANCHAMAYOCHANCHAMAYOSATIPOTARMATARMAHUARALYAULICANTATARMATARMACANTACANTAYAULIHUAROCHIRI

SSAASSAASSAASSAA--SSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAA-SSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAA-SSAASSAASSAA-SSAASINACSSAASSAA-SSAASSAA-SSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASINACSSAA-SSAA--SSAASINAC--SSAASSAASSAASSAA--SSAASSAA--SSAASSAA-SINAC-SSAASSAASSAA-SSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAA-SSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASINACSSAA-SINACSSAASSAASINACSSAA

0.0300.0401.6600.20027.0000.2400.1000.1020.1500.15012.0000.0600.1460.1005.6700.0930.4003.1800.0700.0800.0506.1604.8000.0600.8000.1000.2802.00075.0600.1308.0000.0500.0400.0600.5801.0601.1000.6200.07034.0000.0600.1000.3300.2400.4400.8800.0800.5201.7600.60015.0000.3600.2001.100120.0007.680154.2500.9700.23038.0009.9000.60020.0001.5400.3000.4601.46046.0700.1004.3000.3800.860100.0000.40090.00076.0000.28041.500255.00070.0005.4000.35025.2001.60030.000100.0001.2004.40042.000120.0003.8403.460114.000108.000130.0001.4200.5271.920100.0000.6001.2602.5400.6000.5601.95040.5001.1000.250525.0000.4900.1505.3005.3303.2005.9005.6000.28054.4000.8800.0000.2201.1000.8409.1004.000

PIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURAPIURACAJAMARCAPIURAPIURAPIURACAJAMARCAAMAZONASPIURACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCAAMAZONASLAMBAYEQUESAN MARTINAMAZONASLAMBAYEQUECAJAMARCACAJAMARCASAN MARTINCAJAMARCACAJAMARCASAN MARTINLAMBAYEQUECAJAMARCACAJAMARCAAMAZONASCAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCACAJAMARCALA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADCAJAMARCACAJAMARCALA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADLA LIBERTADANCASHLA LIBERTADANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHANCASHHUANUCOANCASHHUANUCOPASCOANCASHANCASHLIMALIMAANCASHLIMAANCASHLIMAPASCOPASCOLIMAPASCOPASCOLIMAPASCOLIMAANCASHLIMAPASCOLIMALIMAJUNINPASCOPASCOLIMAPASCOPASCOLIMAJUNINPASCOLIMAJUNINLIMAJUNINLIMALIMALIMALIMALIMAJUNINJUNINJUNINJUNINJUNINLIMAJUNINLIMAJUNINJUNINLIMALIMAJUNINLIMA





126127128129130131132133134135136137138139140141142143144145146147148149150151152153154155156157158159160161162163164165166167168169170171172173174175176177178179180181182183184185186187188189190191192193194195196197198199200201202203204205206207208209210211212213214215216217218219220221222

C.H. PACHACHACAC.H. YASOC.H. HUINCOC.H. CHIMAYC.H. MUQUIYAUYOC.H. TAMBORAQUE IC.H. TAMBORAQUE IIC.H. CASCADA PARAC (EN ESTUDIO)C.H. PANGOAC.H. CALLAHUANCAC.H. HUANCHOR (EN CONSTRUCCION)C.H. INGENIOC.H. MATUCANAC.H. CONCEPCIONC.H. MOYOPAMPAC.H. HUAMPANIC.H. CHAMISERIA I Y IIC.H. SICAYA HUARISCAC.H. CHUYAPIC.H. RESTITUCIONC.H. MACHUC.H. ANTUNEZ DE MAYOLOC.H. QUINCHESC.H. SAN FRANCISCOC.H. ENRIQUE TALLERIC.H. IZCUCHACAC.H. COTAHUASIC.H. HONGOSC.H.YAULIC.H. VILLAFRANCAC.H. HACIENDA POTREROC.H. ACOBAMBAC.H. COCLAC.H. HUAPAC.H. TUCSIPAMPAC.H. INGENIOC.H. TANTARAC.H. SANTA INESC.H. MACHUPICCHUC.H. QUICAPATAC.H. CASTROVIRREYNAC.H. PAUCARTAMBOC.H. TICRAPOC.H. CATALINAYOCC.H. QUILLABAMBAC.H. CHINCHEROSC.H. SAN GABAN IIC.H. CHUMBAOC.H. LLUSITAC.H. HUANCARAYC.H. MATARAC.H. STGO DE CHOCORVOSC.H. SACSAMARCAC.H. QUERCOC.H. MACUSANIC.H. VILCABAMBAC.H. SANDIAC.H. LARAMATEC.H. AUCARA CABANAC.H. CHALHUANCAC.H. HERCCAC.H. LANGUIC.H. CHIPAOC.H. ANDAMARCAC.H. ANTABAMBAC.H. CHAVIÑAC.H. CORACORAC.H. CHOCOCOC.H. MISAPUQUIOC.H. HUANCARAMAC.H. INCUYOC.H. PAUSAC.H. SAN ANTONIOC.H. HUAYLLACHOC.H. SAN IGNACIOC.H. ONGOROC.H. VIRACO - MACHAGUAYC.H. PAMPACOLCAC.H. CARAVELIC.H. OCOÑA (EN CONSTRUCCION)C.H. SIGUAS IC.H. HUAITIAPILLAC.H. CHUQUIBAMBAC.H. CHARCANI VC.H. CHARCANI IIC.H. LEOPOLDO GAMARRAC.H. CHARCANI IVC.H. CHARCANI VIC.H. CHARCANI IIIC.H. CHARCANI IC.H. HUANCAC.H. SAN GREGORIOC.H. SANTA RITA DE SIGUASC.H. PUQUINAC.H. CUAJONEC.H. ARICOTA 1C.H. ARICOTA 2

ELECTROANDES - EMP. DE ELECTRICIDAD DE LOS ANDES S.A.EDELNOR S.A.A.EDEGEL S.A.A.EDEGEL S.A.A.COMUNIDAD CAMPESINA DE MUQUIYAUYOMINERA LIZANDRO PROAÑO S.A.MINERA LIZANDRO PROAÑO S.A.HYDRO TAMBORAQUE S.A.EMP. DE GEN. COM. DE SERV. PUB. PANGOAEDEGEL S.A.A.HUANCHOR HYDRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.EDEGEL S.A.A.ELECTRO CENTRO S.A.EDEGEL S.A.A.EDEGEL S.A.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTROPERU S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTROPERU S.A.MUNICIPALIDAD DE HUAMPARAELECTRO CENTRO S.A.COMPAÑIA MINERA CERCAPUQUIOELECTRO CENTRO S.A.COMUNIDAD CAMPESINA DE COTAHUASIMUNICIPALIDAD DE HONGOSSOC. MINERA EL BROCAL S.A.ELECTRO CENTRO S.A.GONZALES MAYO ALCIDESELECTRO CENTRO S.A.CENTRAL DE COOPERATIVAS AGRA. CAFETALERASCOMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURACOMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURACOMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURAELECTRO SUR MEDIO S.A.A.CIA. MINERA CASTROVIRREYNA S.A.EGEMSA - EMP. DE GENERACION ELECTRICA DE MACHU PICCHU S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.PROYECTO ESPECIAL RIO CACHIELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA SAN GABAN S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO CENTRO S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.SOCIEDAD MINERA EL BROCAL S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.A.ELECTRO PUNO S.A.A.ELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO PUNO S.A.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR ESTE S.A.EGEMSAFABRICA DE TEJIDOS MARANGANI S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR ESTE S.A.ELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR MEDIO S.A.ASEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.ARCATA ENERGIA S.A.A.COMPAÑIA DE MINAS BUENAVENTURAELECTRO SUR MEDIO S.A.AELECTRO SUR MEDIO S.A.AARCATA ENERGIA S.A.A.ARCATA ENERGIA S.A.A.ARCATA ENERGIA S.A.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.OCOÑA POWER CORPORATION S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.GAMARRA BACA LEOPOLDOEGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.EGASA - EMP. DE GENERACION DE AREQUIPA S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.SEAL - SOCIEDAD ELECTRICA DEL SUR OESTE S.A.ECOSAQSOUTHERN COOPER CORPORATIONEGESUR - EMP. DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR S.A.EGESUR - EMP. DE GENERACION ELECTRICA DEL SUR S.A.

CONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION TEMPORALMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACION*MENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACION*MENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACION*MENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONMENOR A 500 KWCONCESION DEFINITIVAAUTORIZACIONAUTORIZACIONAUTORIZACIONMENOR A 500 KWAUTORIZACIONMENOR A 500 KWMENOR A 500 KWAUTORIZACIONCONCESION DEFINITIVACONCESION DEFINITIVA

YAULISANTA ROSA DE QUIVESSAN PEDRO DE CASTAJAUJAJAUJASAN MATEOSAN MATEOSAN MATEOPANGOACALLAHUANCAMATUCANAINGENIOSURCOCONCEPCIONLURIGANCHOLURIGANCHOEL TAMBOSICAYAECHARATECOLCABAMBAHUASICANCHACOLCABAMBAYAUYOSPICHARICHONGOS ALTOIZCUCHACACATAHUASIHONGOSYAULIHONGOSSANTA ANAACOBAMBASANTA ANALIRCAYLIRCAYHUACHOCOLPATANTARASANTA ANAMACHUPICCHUCARMEN ALTOCASTROVIRREYNAPAUCARTAMBOTICRAPOCHUSCHICUSCOCHINCHEROSSAN GABANSAN JERONIMOHUANCARAYLLAHUANCARAYANDAHUAYLASSANTIAGO DE CHOCORVOSSACSAMARCAQUERCOMACUSANIVILCABAMBAALTO INAMBARILARAMATEAUCARACHALHUANCASICUANILANGUICHIPAOCARMEN SALCEDOANTABAMBACHAVIÑACORACORAALCACAYARANIORCOPAMPAPUYUSCAPAUSACAYLLOMACAYLLOMACAYLLOMACAYLLOMAVIRACOPAMPACOLCACARAVELIRIO GRANDELLUTAHUANCARQUICHUQUIBAMBACAYMACAYMACERRO COLORADOCAYMACAYMACAYMACAYMAALTO SELVA ALEGRENICOLAS DE PIEROLASANTA RITA DE SIGUASPUQUINATORATACURIBAYACURIBAYA

HUAROCHIRIYAULICANTAHUAROCHIRIJAUJAJAUJAHUAROCHIRIHUAROCHIRIHUAROCHIRISATIPOHUAROCHIRIHUAROCHIRIHUANCAYOHUAROCHIRICONCEPCIONLIMALIMAHUANCAYOHUANCAYOLA CONVENCIONTAYACAJAHUANCAYOTAYACAJAYAUYOSLA CONVENCIONHUANCAYOHUANCAVELICAYAUYOSYAUYOSHUANCAVELICAYAUYOSLA CONVENCIONACOBAMBALA CONVENCIONANGARAESANGARAESHUANCAVELICACASTROVIRREYNACASTROVIRREYNAURUBAMBAHUAMANGACASTROVIRREYNAPAUCARTAMBOCASTROVIRREYNACANGALLOCUSCOCHINCHEROSCARABAYAANDAHUAYLASVICTOR FAJARDOANDAHUAYLASANDAHUAYLASHUAYTARAHUANCA SANCOSHUAYTARACARABAYAGRAUSANDIALUCANASLUCANASAYMARAESCANCHISCANASLUCANASLUCANASANTABAMBALUCANASPARINACOCHASLA UNIONCONDESUYOSCASTILLAPARINACOCHASPAUCAR DEL SARA SARACAYLLOMACAYLLOMACAYLLOMACAYLLOMACASTILLACASTILLACARAVELICONDESUYOSCAYLLOMACASTILLACONDESUYOSAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPACAMANAAREQUIPAGENERAL SANCHEZ CERROMARISCAL NIETOCANDARAVECANDARAVE

SSAASINACSSAASINACSINACSSAASSAASSAA-SSAASINAC-SINACSINACSINACSINACSINACSINACSINACSSAASINACSINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSSAASSAASSAA-SSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSINACSSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASSAASINACSINACSINACSINACSINACSINACSINACSSAASSAASSAASINACSSAASINACSINAC

4.00012.4430.190262.400149.0000.4900.4600.84010.6000.30071.65016.2001.460120.0000.70063.00031.3600.8203.8400.400210.0000.900798.0000.2901.5401.8400.0500.0700.2600.8000.1200.3400.2200.1200.8881.3440.7600.0201.4100.0001.0400.0200.2400.0202.0000.4000.040110.0001.9801.7000.5801.6000.0100.2000.0400.4000.4002.5000.2200.2400.1200.8208.0000.0400.0900.0600.0900.2800.6704.6003.9000.3200.2000.6200.2900.6500.5200.1800.1200.190150.0001.9201.7600.200136.8000.7800.22516.2008.9604.5601.4700.0600.6000.0850.2209.00023.80011.900

LIMAJUNINLIMALIMAJUNINJUNINLIMALIMALIMAJUNINLIMALIMAJUNINLIMAJUNINLIMALIMAJUNINJUNINCUSCOHUANCAVELICAJUNINHUANCAVELICALIMACUSCOJUNINHUANCAVELICALIMALIMAHUANCAVELICALIMACUSCOHUANCAVELICACUSCOHUANCAVELICAHUANCAVELICAHUANCAVELICAHUANCAVELICAHUANCAVELICACUSCOAYACUCHOHUANCAVELICACUSCOHUANCAVELICAAYACUCHOCUSCOAPURIMACPUNOAPURIMACAYACUCHOAPURIMACAPURIMACHUANCAVELICAAYACUCHOHUANCAVELICAPUNOAPURIMACPUNOAYACUCHOAYACUCHOAPURIMACCUSCOCUSCOAYACUCHOAYACUCHOAPURIMACAYACUCHOAYACUCHOAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAYACUCHOAYACUCHOAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAAREQUIPAMOQUEGUAMOQUEGUATACNATACNA


Continúa...


SSAA : SISTEMA AISLADOSINAC: SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ( SEIN : SistemaEléctrico Interconectado Nacional a partir del 18-07-2001:D.S. Nº038-2001-EM )


TABLA DE CUADROS

Cuadro 11. Subestaciones Asociadas a los Proyectos de Ampliación de la Frontera Eléctrica Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional





TABLA DE FIGURAS





TABLAS



4950

50

50

51

16

21

30

43

14

15

TABLA DE GRÁFICOS







Gráfico 7. Coeficiente de Electrificación por Habitante a Nivel Nacional

Gráfico 8. Potencia Instalada en MW presentada por Empresa para el año 2002




Gráfico 12. Evolución de los Precios Medios de Energía Eléctrica a Cliente final en Ctvo US$/ kWh - Generadores

Gráfico 13. Diferencias entre los costos de generación de electricidad con y sin CAMISEA (2002-2033)



Gráfico 16. Costos Marginales



Gráfico 19. Distribuidoras - Evolución del Consumo de Energía Eléctrica en GWh

Gráfico 20. Generadores - Evolución del Consumo de Energía Eléctrica en GWh

Gráfico 21. Precios Medios de Energía Eléctrica de las Distribuidoras por Tipo de Tarifa en Ctv US$/KWh para el año 2002



Gráfico 24. Balance Oferta-Demanda en MW 2001-2010. Escenario Base

Gráfico 25. Balance Oferta-Demanda 2001-2010 en MW. Escenario Pesimista

TABLA DE CUADROS









Cuadro 9. Subestaciones Asociadas a los Proyectos de Transmisión Comprometidos Sistema Eléctrico Interconectado

Nacional


07

0810

10

10

1112

12

12

25

26

26

27

2727

3641

41

4141

42

4246

47

47

09

1128

3435

3645

47

4849


CH. MAYUSHCH. OLMOS ICH. OLMOS IICH. EL PLATANALCH. JICAMARCACH. CHAGLLACH. CHEVESCH. HUANZACH. POECHOS ICH. POECHOS IICH. QUITARACSA ICH. CULQUICH. PAMPABLANCACH. EL CHORROCH. CUMBACH. SUMABENICH. SHEQUECH. PAQUITZARANGOCH. MOLLEPATACH. PIAZ ICH. SAN GABAN ICH. QUISHUARANICH. LLUCLLACH. LLUTA ICH. LLUTA IICH. OCOÑACH. VILAVILANI IIICH. CHARCANI VIICH. MOLLOCO ICH. MOLLOCO IICH. MOQUEGUACH. LLAMACCH. PUQUIANCH. LLACLLACH. CURQUISHCH. HUAYLILLASCH. MURICH. TABLACHACACH. EL CAÑOCH. UCHUHUERTACH. CENTAUROCH. PASO DEL AGUILA

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Fuente: Documento de trabajo PRE 2000 - 2010; Base se datos - DGE/DCEElaborado: OTERG

SINAC : Sistema Interconectado Nacional ( SEIN : Sistema Eléctrico InterconectadoNacional a partir del 18-07-2001: D.S. Nº038-2001-EM )

FactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadPreliminarPreliminarFactibilidadFactibilidadFactibilidadPre-factibilidadPreliminarPreliminarDefinitivoPreliminarFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadPreliminarFactibilidadFactibilidadFactibilidadFactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadPre - FactibilidadFactibilidadPre - FactibilidadPreliminarPreliminar

LimaLambayequeLambayequeLimaLimaHuánucoLimaLimaPiuraPiuraAncashPiuraLa LibertadAncashAmazonasJunínLimaJunínHuancavelicaLa LibertadPunoCuzcoArequipaArequipaArequipaArequipaTacnaArequipaArequipaArequipaMoqueguaAncashLimaLimaLimaAncashLima y AncashAncashPascoPascoAncashAncash

100140160200104440525

861710

1122059

150825

1,074600

1,379592

1511090

380140140150

3818

20011024

10075

114704290

120100

302038

658975

1,1091,289

2982,9632,604

4627253

56387

2271,3004,5248,2811,474

10,7344,980

101670458

2,139957618

1,034277111991545155n.d.n.d.n.d.n.d.n.d.n.d.n.d.726235n.d.n.d.

NIVEL DE ESTUDIO UBICACIÓN GEOGRÁFICA (DPTO) POTENCIA INSTALADA (MW) ENERGÍA AÑO MEDIO (GW.h/AÑO)

Proyectos de Centrales Hidroeléctricas. Sistema Interconectado Nacional

12.2 ANEXO 2: Archivos contentivos de: el listado de los proyectos de líneas de transmisión, el mapa del sistema interconectado

nacional y cuadro con las características de las principales líneas de transmisión existentes.

Proyectos de Líneas de Transmisión proyectados hasta el 2003

1234567

ITEM

ETECEN S.A.SOCIEDAD ELECTRICA SUROESTE S.E.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERU S.A.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERU S.A.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERU S.A.INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ISA PERU S.A.EGASA

2111111

220138138220220220138

Nueva Segunda TernaNueva LíneaNueva LíneaNueva LíneaNueva LíneaNueva LíneaNueva Línea

2001200120022003200320032000

EMPRESA NO. TERNAS TENSIÓN (KV) DESCRIPCIÓN AÑO DE SERVICIO

Nota: Líneas que tienen concesión definitiva de transmisión otorgada por la Dirección de Concesiones Eléctricas del MEM

Ministerio de Energía y Minas - Atlas Minería y Energía en el Perú 2001

Mapa de Líneas de Transmisión


TABLA DE CONTENIDO

6 ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN

6.1 SISTEMA INTERCONECTADO


6.3 REMUNERACIÓN SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

6.3.1 Procedimiento de Cálculo del Ingreso Tarifario correspondiente al Sistema Principal de

Transmisión

6.3.2 Procedimiento de Cálculo del Peaje por Conexión correspondiente al Sistema Principal de

Transmisión

6.4 REMUNERACIÓN SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN

6.5 INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

6.5.1 Perú-Ecuador

6.5.2 Perú-Bolivia

7 ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN

7.1 DESCRIPCIÓN



7.2.2 Costos y Rentabilidad: El Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)

8 ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN

9 BALANCES DE OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA 2001-2010

9.1 PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2001-2010

10 ACTUALIZACIÓN DE LAS TARIFAS - AJUSTES

11 CALIDAD DEL SERVICIO

12 ANEXOS

12.1 ANEXO 1: Archivos en pdf contentivos de los listado de las centrales térmicas e hidráulicas

existentes en perú en el año 2001, los mapas de ubicación de las mismas y los proyectos de

centrales hidráulicas

12.2 ANEXO 2: Archivos en pdf contentivos de: el mapa del sistema interconectado nacional, cuadro

con las características de las principales líneas de transmisión existentes y el listado de los

proyectos de líneas de transmisión

33

33

36

37

38

38

38393940

4040

42

4243

44

45

51

52

53

53

61

45

TABLA DE CONTENIDO

1 INTRODUCCIÓN

2 EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

2.1 INVERSIONES REALIZADAS EN EL PERÍODO 1990-1ER SEMESTRE 2003

2.2 EMPRESAS QUE CONFORMAN EL SECTOR ELÉCTRICO - RÉGIMEN DE PROPIEDAD







3 ACTORES QUE INTERVIENEN EN EL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

3.1 CLIENTES

3.2 EMPRESAS ELÉCTRICAS


3.3 INSTITUCIONES U ORGANISMOS

3.3.1 El Estado

3.3.2 Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERG)

3.3.3 Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual (INDECOPI)

3.3.4 Comité de Operación Económica del Sistema COES

4 REGÍMENES DE PRECIOS Y MERCADOS ELÉCTRICOS

4.1 EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTE FINAL

4.1.1 Proyección Precios de Electricidad a Clientes Finales incorporando el efecto por utilización del Gas de Camisea

5 ACTIVIDAD DE GENERACIÓN

5.1 DESCRIPCIÓN


5.2.1 El Costo Marginal de Corto Plazo (o Instantáneo)



5.2.1.3 Costos Totales - Energía y Potencia

5.2.2 Fijación de Tarifa en Barra

5.2.3 Los Modelos de Optimización de la Operación del Sistema

5.3 FIJACIÓN DE LAS TARIFAS

5.3.1 Comparación Tarifas en Barra y Precios Libres

5.3.2 Procedimiento cálculos Tarifas en Barra

5.4 EN CASOS DE RACIONAMIENTO

06

07

09

12

12

13

1415

15

16

16

1717

191919

20

2222

23

25

27

27

29

2929

2929

2931

3131

3133


26

S.E. ZORRITOSS.E. TALARAS.E. PIURA OESTES.E. CHICLAYO OESTES.E. CHICLAYO OESTES.E. GUADALUPES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. CHINBOTE 1S.E. PARAMONGA NVA.S.E. VIZCARRAS.E. VIZCARRAS.E. TINGO MARÍAS.E. PARAMONGA NVA.S.E. HUACHOS.E. ZAPALLALS.E. VENTANILLAS.E. VENTANILLAS.E. CHAVARRIAS.E. SANTA ROSAS.E. SET SAN JUANS.E. SAN JUANS.E. SAN JUANS.E. INDEPENDENCIAS.E. INDEPENDENCIAS.E. ICAS.E. INDEPENDENCIAS.E. HUANCAVELICAS.E. ZAPALLALS.E. CHAVARRIAS.E. CHAVARRIAS.E. CHAVARRIAS.E. CAJAMARQUILLAS.E. CHAVARRIAS.E. CALLAHUANCAS.E. CALLAHUANCAS.E. CALLAHUANCAS.E. SANTA ROSAS.E. SAN JUANS.E. POMACOCHAS.E. PACHACHACAS.E. YANANGOS.E. CHIMAYS.E. PACHACHACAS.E. POMACOCHAS.E. HUAYUCACHIS.E. MANTAROS.E. MANTAROS.E. COTARUSES.E. SOCABAYAS.E. ILO 2


S.E. TALARAS.E. PIURA OESTES.E. CHICLAYO OESTES.E. CARHUAQUEROS.E. GUADALUPES.E. TRUJILLO NORTES.E. CHIMBOTE 1S.E. CHIMBOTE 1S.E. PARAMONGA NVA.S.E. VIZCARRAS.E. ANTAMINAS.E. TINGOMARIAS.E. AGUAYTIAS.E. HUACHOS.E. ZAPALLALS.E. VENTANILLAS.E. CHAVARRIAS.E. CHAVARRIAS.E. SANTA ROSAS.E. SAN JUANS.E. SET BALNEARIOSS.E. INDEPENDENCIAS.E. INDEPENDENCIAS.E. ACEROS AREQUIPAS.E. ICAS.E. MARCONAS.E. HUANCAVELICAS.E. MANTAROS.E. HUAYUCACHIS.E. CAJAMARQUILLAS.E. BARSIS.E. BARSIS.E. CALLAHUANCAS.E. CALLAHUANCAS.E. MATUCANAS.E. CALLAHUANCA (EDEGEL)S.E. PACHACHACAS.E. HUINCOS.E. POMACOCHAS.E. PACHACHACAS.E. OROYA NUEVAS.E. PACHACHACAS.E. YANANGOS.E. MANTAROS.E. MANTAROS.E. MANTAROS.E. RESTITUCIÓNS.E. COTARUSES.E. SOCABAYAS.E. MOQUEGUAS.E. MOQUEGUA

111111111111111221222111112211111111222111122132212

135.0104.0211.282.783.7

103.4133.8133.4221.2145.3

52.1173.5

73.355.5

108.518.010.611.18.5

26.49.8

214.8216.3

24.655.2

155.0180.8

66.5244.1

21.49.59.1

36.455.422.5

0.672.662.0

112.213.521.289.129.5

194.8192.2

79.61.6

292.1310.9107.072.45

135.0104.0211.282.783.7

103.4133.8133.4221.2145.3

52.1173.5

73.355.5

108.536.021.211.116.952.719.6

214.8216.3

24.655.2

155.0361.6132.9244.1

21.49.59.1

36.455.422.5

0.6145.3124.0224.4

13.521.289.129.5

389.6384.4

79.61.6

584.2621.8107.0144.9

P

PPPPP

PPPPPPP

PPP



S.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. TRUJILLO NORTES.E. CHIMBOTE N°1S.E. CHIMBOTE N°1S.E. CHIMBOTE N°1S.E. CHIMBOTE N°2S.E. CHIMBOTE SURS.E. NEPEÑAS.E. NEPEÑAS.E. CHIMBOTE N°1S.E. PARAMONGA NVA.S.E. PARAMONGA EXIST.S.E. CARIPAS.E. OROYA NUEVAS.E. CARHUAMAYOS.E. CH YAUPIS.E. YUNCANS.E. YAUPIS.E. CARHUAMAYOS.E. PARAGSHA IIS.E. PARAGSHA IIS.E. PARAGSHA IIS.E. HUANUCOS.E. TINGO MARIAS.E. AUCAYACUS.E. ABANCAYS.E. CACHIMAYO INCAS.E. DOLORESPATAS.E. CACHIMAYO INCAS.E. MACHUPICCHUS.E. QUENCOROS.E. TINTAYAS.E. AZANGAROS.E. AZANGAROS.E. TINTAYAS.E. CALLALLIS.E. SANTUARIOS.E. SOCABAYAS.E. CERRO VERDES.E. MOQUEGUAS.E. ILO 1S.E. ILO 1S.E. MOQUEGUAS.E. MILL SITES.E. MOQUEGUAS.E. MOQUEGUAS.E. MOQUEGUAS.E. TOQUEPALA


S.E. MOTILS.E. TRUJILLO SURS.E. SANTIAGO DE CAOS.E. CHIMBOTE NORTES.E. CHIMBOTE SURS.E. CHIMBOTE N°2S.E. SANTAS.E. NEPEÑAS.E. CASMAS.E. SAN JACINTOS.E. HUALLANCAS.E. PARAMONGA EXIST.S.E. CAHUAS.E. CONDORCOCHAS.E. CARHUAMAYOS.E. CH YAUPIS.E. YUNCANS.E. CARHUAMAYOS.E. OXAPAMPAS.E. PARAGSHA IIS.E. PARAGSHA IS.E. UCHUCCHACUAS.E. HUANUCOS.E. TINGO MARIAS.E. AUCAYACUS.E. TOCACHES.E. CACHIMAYOS.E. DOLORESPATAS.E. QUENCOROS.E. MACHUPICCHUS.E. QUENCOROS.E. TINTAYAS.E. AZANGAROS.E. JULIACAS.E. SAN GABAN IIS.E. CALLALLIS.E. SANTUARIOS.E. SOCABAYAS.E. CERRO VERDES.E. MOLLENDOS.E. ILO 1S.E. MILL SITES.E. REFINERIAS.E. MILLE SITES.E. BOTIFLACAS.E. BOTIFLACAS.E. BOTIFLACAS.E. TOQUEPALAS.E. ARICOTA II

1122121111312111111111111111111111211221111111121

64.417.326.8

6.213.8

8.56.6

15.029.022.083.4

9.660.012.074.067.313.155.328.341.0

1.647.986.288.244.2

107.894.713.5

8.378.599.4

188.6124.9

78.3160.0

90.089.627.510.990.156.6

105.79.5

38.732.530.829.939.035.0

64.417.353.612.413.8

8.56.6

15.029.022.083.7

9.660.012.074.067.313.155.328.341.0

1.647.986.288.244.2

107.894.713.5

8.378.599.4

188.6124.9

78.3160.0

90.089.655.021.890.156.6

105.79.5

38.732.530.829.978.035.0

PPPP

PP



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