anuario ejecutivo de electricidad 2013

8/19/2019 Anuario Ejecutivo de Electricidad 2013

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ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD | 2013 | [ 3 ]

ANUARIO EJECUTIVO

DE ELECTRICIDAD

2013


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Ministerio de Energía y Minas | www.minem.gob.pe

Av. Las Artes Sur 260 – Lima 41 | Teléf.: 411-1100

Ministro de Energía y Minas

Eleodoro Octavio Mayorga Alba

Viceministro de Energía

Edwin Quintanilla Acosta

Director General de Electricidad

Luis Antonio Nicho Díaz

ANUARIO

EJECUTIVO DE

ELECTRICIDAD

2013


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PRESENTACIÓN

En el marco de la política energética nacional, hemos desarrollado acciones relevantesen materia de generación, transmisión y distribución de electricidad, las cuales impactanpositivamente en el desarrollo del país, dada su repercusión en el grado de competitivi-dad del sector productivo nacional, y la calidad de vida de la población.

Actualmente, observamos un constante crecimiento de la demanda de energíaeléctrica debido al aumento de la población y al crecimiento de la economía nacionaly mundial por efecto de la globalización. En este escenario, enfrentamos el desafío desatisfacer dicha demanda para así contribuir al establecimiento y expansión de laindustria eléctrica con la finalidad de brindar un servicio seguro, permanente yde calidad. .

Al respecto, el sector eléctrico ha mostrado una evolución positiva y altamentedinámica durante los últimos años. La mejor evidencia es el crecimiento del parque degeneración, gracias a la expansión de la capacidad instalada y del nivel de producción.Todo ello, acorde con el dinamismo de la economía y su consiguiente efecto en lademanda de electricidad.

El Anuario Ejecutivo de Electricidad 2013 es un documento elaborado por la DirecciónGeneral de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas. En sus páginas se muestra elanálisis técnico-económico de la situación de la economía peruana y los procesos desti-nados a brindar el servicio de energía eléctrica al cliente final.

El presente anuario consta de siete capítulos y anexos, en donde se describen aspectosrelevantes del subsector eléctrico del país, como el comportamiento anual y la tenden-cia de las principales variables de la industria eléctrica, las fuentes de energía utilizadas,

las inversiones efectuadas, el aprovechamiento de los recursos energéticos renovablesno convencionales y el posicionamiento del mercado eléctrico peruano, respecto al delos principales países de Latinoamérica.

Dirección General de Electricidad


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01 02

03

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1.1. Economia 16 2.1. En el valor agregado 262.2. En la recaudación 282.3. En la inver sión nacional 292.4. En el empleo nacional 312.5. En el mercado de capitales 32

INFORMACIÓN INDICADORES MACROECONÓMICOS IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO

PRINCIPALES ESTADÍSTICAS DEL SECTOR

ELÉCTRICO 2013 04ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO

POR REGIONES

06COMPARACIÓN DEL SECTOR

ELÉCTRICO PERUANO CON OTROS

PAÍSES DE LATINOAMÉRICA

IMPULSO DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES

4.1. Potencia instalada 664.2. Generación de energía eléctrica 674.3. Ventas de energía 684.4. Número de clientes 69

5.1. Recursos energéticos renovables (rer) 745.2. Tendencias globales de los rer no convencionales 76

5.2.1. Tendencias globales de los rer no convencionales 76 5.2.2. Incentivos al sector 785.3. Energías renovables en el perú 79 5.3.1. Marco normativo que promueve el uso de rer 79 5.3.2. Subastas rer de suministro de energía al sein 80 5.3.3. Evolución de rer no convencionales en el perú 82 5.3.4. Disponibilidad de recursos energéticos renovables no conve ncionale s e n e l per ú 83

5.3.4.1 Energía eólica 83 5.3.4.2. Energía solar 84 5.3.4.3. Energía biomasa 85 5.3.4.4. Energía geotérmica 86

6.1. El sector eléctrico en américa latina 90


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07ANEXOS


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Ministerio de Energia y Minas / www.minem.gob.pe[ 10 ]

RESUMEN EJECUTIVO

El Perú ha experimentado un crecimiento sos-tenido en la última década debido principal-mente a la estabilidad macroeconómica y aldinamismo de la inversión privada.

El crecimiento de la economía nacional estuvocerca del 5% en el año 2013, valor inferior aldel promedio del período 2002-2012, que al-canzó el 6,4%; lo que se debe en parte a la in-certidumbre de la recuperación económica deEuropa, al retiro del estímulo monetario de laReserva Federal de Estados Unidos y al menordinamismo de China, todo lo cual ha propicia-do una reducción en el valor de las exportacio-nes peruanas de bienes tradicionales.

No obstante, el Perú mantiene aún su posicióncomo una de las economías líderes en Améri-ca Latina en términos de crecimiento, un logroconseguido con bajos niveles de inflación. Loque ha significado una reducción constante delgrado de riesgo país percibido por el mercado,lo que conlleva a un mayor ingreso de inver-sión extranjera directa en rubros tales comominería, energía y transporte, entre otros.

El suministro de energía es de suma relevanciapara los sectores de la economía y sus activi-dades; por este motivo, la evolución del sectoreléctrico ha acompañado el proceso de expan-sión y modernización de la economía peruana.

Al respecto, el valor agregado del subsectorelectricidad y agua creció 5,6% en el 2013,consolidando así una participación de aproxi-madamente 2,2% en el PBI del país. Asimismo,la contribución del sector eléctrico a la recau-dación del Impuesto a la Renta ascendió a S/.953 millones en el 2013, valor que en el sectorgeneración representó el 65%.

A partir del año 2008 se presenta un mayordinamismo en las inversiones privadas desti-nadas a las actividades de generación, transmi-sión y distribución de electricidad. Cabe seña-lar que estas ascendieron a US$ 2 166 millonesen 2013 , lo cual representa aproximadamenteel 4% de la inversión total realizada en el paísen dicho año. De otro lado, la presencia de em-presas del sector eléctrico en la Bolsa de Valo-res de Lima ha significado una mejora en lasposibilidades de diversificación de las carterasde inversión del mercado de capitales.

La oferta del sector en sus tres segmentos seviene fortaleciendo gradualmente respondien-do así al crecimiento de la demanda. La poten-cia instalada del mercado eléctrico ascendióa 9 338 MW en el 2013; en el caso de capaci-

dad de generación destinada a uso propio,esta fue 1 473 MW. El aprovechamiento del gasnatural proveniente de Camisea para las acti-vidades de generación implicó el aumento dela tecnología termoeléctrica en las inversionesdel segmento. Esto se expresa en una tasa decrecimiento promedio anual de la potencia ins-talada de 11,7% en el período 2004-2013 (cen-tralizada en Lima), mientras que la tecnologíahidráulica lo hizo en 1,8%.

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


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Esto ha significado el incremento de la parti-cipación de las fuentes térmicas en la produc-ción de energía, que pasaron de representar el10% en 2001 a 46% en el año 2013, crecimientoprincipalmente basado en el uso de gas natural.

La máxima demanda del Sistema Eléctrico In-terconectado Nacional (SEIN) en 2013 ascendióa 5 575 MW y fue abastecida principalmentepor generación hidráulica y gas natural, 50,5%

y 45,5%, respectivamente; esto implica que elmargen de reserva (respecto a la máxima de-manda) fue 32%. Desde 2009, la potencia efec-tiva y la máxima demanda crecieron a una tasapromedio anual de 9,8% y 6%, cada una, lo queexplica el crecimiento del margen de reservaen los últimos años.

En el caso de las redes de transmisión y distri-bución, estas han pasado por un proceso deampliación, repotenciación y modernización

continuo. Sin embargo, la centralización dela oferta en la zona centro ha provocado con-gestión en las líneas troncales de transmisióna medida que la demanda de las zonas nortey sur ha crecido. Esto se ha visto traducido enel incremento del porcentaje de pérdidas deenergía eléctrica en el sistema de transmisión,lo que significa una pérdida de eficiencia parael SEIN. En contraste, las redes de distribuciónhan mostrado una reducción en su porcentajede pérdidas, esta mejora estaría concentradaen las grandes urbes del país.

El promedio del precio spot, o costo marginalde corto plazo, fue de US$ 26,5 por MW.h en2013. Esto representó una disminución de 14%respecto al promedio de 2012. Y esto se debea una mayor participación del despacho deunidades a gas natural, las cuales presentan uncosto variable relativamente barato, y que hapermitido, además, la estabilización del costo

de la operación, que depende menos de los de-rivados del petróleo.

Por otro lado, la tarifa en barra (incluyegeneración y transmisión) ha experimenta-

do ligeros pero sucesivos aumentos debido ala actualización del precio del gas natural deCamisea y a los mayores cargos presentes enel peaje de transmisión. Así, en el 2013, estase ubicó alrededor de US$ 40,2 por MW.h,3% más que en el año previo. En el casodel precio medio de la electricidad (incluyegeneración, trasmisión y distribución), esteascendió a US$ 99,3 por MW.h en 2013; sinembargo, existe una clara diferencia porsegmento: US$ 118,5 y US$ 67,8 por MW.h paradistribución y generación, respectivamente.

Como se puede apreciar, existe una claraheterogeneidad en el mercado eléctrico anivel regional que se explica por las diferenciasen la disponibilidad de fuentes de generación,acceso al SEIN, presencia de usuarios con im-portante consumo de electricidad y densidadpoblacional, entre otros. Así, la zona centroconcentra gran parte de la capacidad instala-

da de generación eficiente hidráulica y térmi-ca (gas natural de Camisea) en el 2013, con locual destacan regiones como Lima (4 847 MW ),Huancavelica (1 024 MW), Callao (610 MW) yJunín (446 MW). En contraste, regiones en las

que las principales actividades económicas sedesarrollan en zonas remotas, como es el casode la minería en la sierra y la explotación dehidrocarburos en la selva, se cuenta con una ma-yor presencia de unidades de autogeneración.


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Cabe señalar que estas diferencias tambiénse expresan en el consumo regional de ener-gía, Lima concentra el 44,4% de las ventastotales, el 56,6% de las ventas a clientes re-gulados y el 29% de las ventas a clientes li-bres en el 2013. Por su parte, Arequipa, Ica,Moquegua y Ancash concentran gran partedel consumo de clientes libres fuera de la ca-pital debido a las importantes operacionesmineras e industriales.

Nuestro país ha venido incorporando recur-sos energéticos renovables no convencio-nales (RERNC) a la capacidad instalada degeneración, alineados con el desarrollo queestas tecnologías han tenido en el mundo.Nuestra preocupación por el medio ambien-te y la diversificación de la matriz energéticahan sido las principales motivaciones paralas reformas llevadas a cabo por el Estadocon el fin de, paulatinamente, hacer viable

un parque generador que aproveche la ener-gía eólica, solar, biomasa y geotérmica. A lafecha, se han realizado tres licitaciones de su-ministro con energía RERNC, las cuales sumanun total aproximado de 882 MW de potenciainstalada adjudicada. Cabe indicar, que soloel potencial eólico asciende a 77 000 MW.

Finalmente, las reformas del sector eléctricoen los principales países de América Latinay el Caribe (AL y C) se concentraron princi-palmente en la desintegración vertical de laindustria y en el otorgamiento de incentivosa la inversión privada. No obstante, algunospaíses, como Venezuela, Ecuador y Bolivia,optaron por incrementar la presencia del Es-tado y por fomentar la integración en el sector.

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

La generación de electricidad en AL y C seproduce con fuentes más limpias (mayorparticipación hidráulica) y mostró mayordinamismo que la generación eléctricamundial, caracterizada por tener mayor par-ticipación de combustibles fósiles, en parti-cular de carbón. En el año 2012, el Perú fue el7.0 país en términos de demanda de energíay de PBI. Además se ha mantenido como unode los países con menor intensidad de uso

de energía eléctrica a pesar de los avancesexperimentados en la última década. Porotro lado, a pesar de contar con una impor-tante participación de generación hidráu-lica, el precio medio de la energía eléctricaen Perú ascendió a 99,4 por MW.h, mientrasque entre 2004 y 2013 creció a una tasapromedio anual de 5%. Cabe mencionar quepaíses como Argentina y Venezuela cuen-tan con un esquema de control de preciosque los pone en una mejor posición, en

términos de precios, con respecto al Perú.


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INFORMACIÓN DEINDICADORES

MACROECONÓMICOS


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CAPÍTULO 1A principios de la década de los noventa, el conjun-to de reformas económicas que se implementó en elPerú tuvo éxito en promover la inversión privada bajocondiciones de libre mercado, en tanto que el creci-miento sostenido experimentado en la última décadase debió a la estabilidad macroeconómica (control dela inflación, finanzas públicas saludables, bajo nivel deendeudamiento y reducción del riesgo país) y al grandinamismo de la inversión privada en dicho período.

La tasa de crecimiento promedio anual del PBI (CAGR,

por sus siglas en inglés), en términos reales, fue de6,8%, entre el año 2006 y 2013. Lo que permitió queel ingreso per cápita se incremente de US$2 854, en el2005, a US$ 6 800, aproximadamente, en el año 2013,es decir más del doble. Este desempeño favorable per-mitió que Perú sobresalga como una de las economíasde mayor crecimiento y menor inflación en el mundo.

En este contexto, el sector energético, particularmenteel sector eléctrico, se benefició con dicho crecimiento.Al respecto, la totalidad de las actividades económicasque se realizan en el país necesitan, con más o menosintensidad, del uso de electricidad. Por esta razón, losproyectos y la expansión de las operaciones de los sec-tores económicos deben tomar en cuenta el suministrode energía para darle viabilidad a dichas inversiones.


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Desde hace más de una década, el Perú se ha destacado por mostrar indicadores macroeconómi-cos positivos, gracias a la aplicación de políticas económicas responsables que han propiciado suestabilidad, crecimiento económico y reducción de la pobreza.

El presente gobierno se ha trazado como meta mantener el crecimiento económico y promoveruna mayor inclusión social para mejorar la calidad de vida de la población.

a. Un dinámico crecimiento económico

La expansión de la economía peruana fue progresiva desde el 2003, pero se desaceleró debido ala crisis financiera internacional, en el 2009, para luego recuperarse en el año 2010. La tasa de cre-cimiento promedio anual (CAGR por sus siglas en inglés) del PBI, en términos reales, fue de 6,8%,entre el 2006 y el 2013, respectivamente.

Esto permitió que el ingreso per cápita se incremente de US$ 2 854, en 2005, a US$ 6 800, apro-ximadamente, en el año 2013. Este comportamiento se reflejó principalmente en una crecienteclase media y en un mercado doméstico más dinámico.

1.1. ECONOMIA

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

Fuente: BCRP

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

l% anuar.Ve


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b. Baja inflación

El Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) es un organismo constitucional autónomo del Estado,a cargo de la política monetaria. Así, en el año 2002, el BCRP adoptó un esquema de metas explíci-tas de inflación a fin de mantenerla dentro del rango del 1% al 3%, considerando como instrumen-to de política a la tasa de interés de referencia.

Durante la década pasada, la inflación se mantuvo bajo control con un nivel promedio de 2,7%anual, mientras que en el 2013, el año culminó en 2,86%, es decir, dentro de la banda de metainflacionaria del BCRP.

(Ver gráfico N°2).

Al respecto, un factor que podría incrementar la inflación sería la presión alcista de los salariostanto en Lima Metropolitana como en otras ciudades del país.

7 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP.

INFORMACIÓN SOBRE EL PERÚ

Fuente: BCRP

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


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Este desempeño favorable permitió que elPerú sobresaliera como una de las economíasde mayor crecimiento y menor inflación enel mundo, mientras que en el grupo de lossiete países más grandes de América Latina,el país se destacó por superar el promediode crecimiento económico, en el año 2013.

PBI (Var.% anual)

Fuente: Fondo Monetario Internacional

8 World Economic Outlook – Database. FMI.

Gráfico N° 3Crecimiento del PBI e inflación en Latinoamérica 2013


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c. Apertura comercial

La apertura comercial y la evolución de las exportaciones son factores que han jugado un rolimportante en la expansión económica peruana.

Las exportaciones alcanzaron el récord de US$ 46 260 millones, en 2011, y luego disminuyeronpor efecto de la crisis internacional que redujo el precio de los minerales. Así, las exportacionesregistrvaron una tasa anual promedio de crecimiento de 12% durante el período 2005 – 2013.(Ver gráfico N°4).


Millones US$

Gráfico N° 4Exportaciones totales, 2006-2013 (millones de US$)


No tradicionales

TradicionalesFuente: BCRP

17 368

23 830

28 09431 018

26 962

35 565

46 269 45 883

41 588

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

50 000


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El éxito exportador peruano se sustenta en la importante iniciativa del Estado de continuar con lafirma de tratados comerciales con sus principales socios en este rubro. Gracias a ello, el Perú tieneacceso a más de cuatro mil millones de personas con un PBI conjunto de más US$ 56 billones.(Ver gráfico N°5).

JapónChina

Australia

Corea

EE.UU.

México

Canadá

Ecuador

Colombia

Brasil

Chile

Argentina

Uruguay

Paraguay

Bolivia

TailandiaVietnam

Singapur

Brunei

Unión

Europea

EFTA

Malasia

Gráfico N° 5Evolución de acuerdos comerciales y negociaciones en curso

Fuente: ProInversión

10 “¿Por qué invertir en el Perú?” – Enero 2014. ProInversión.

Acuerdos Vigentes

Acuerdos en proceso de negociación


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d. Sólidas finanzas públicas

El crecimiento económico, unido a un mane- jo responsable de la economía, favoreció unasituación saludable y positiva en las finanzaspúblicas.

La deuda pública externa e interna, como por-centaje del PBI, muestra una reducción soste-nida, de un 47,1%, en el 2003, a un 19,2%, en

el 2013, respectivamente. De otro lado, el paísregistró superávits fiscales en el periodo 2006-2008, lo que permitió financiar el plan de es-tímulo durante la crisis de 2009-2010. A partirdel año 2011, el Perú volvió a registrar un supe-rávit fiscal. (Ver gráfico N°6).

El Marco Macroeconómico Multianual (MMM) resume los principales lineamientos de la política fiscal de la gestión del Ministerio de Economía yFinanzas. Veamos:

• Trayectoria progresiva hacia un equilibrio scal en las cuentas estructurales.• Fortalecimiento del espacio scal. En el período 2014 - 2016 se tiene como meta registrar un superávit scal promedio de 0,6% del PBI.

• Procurar una posición scal contracíclica.

• Objetivo de deuda pública a US$ 50 000 millones al 2016 (15,7% del PBI).

• Aumento de los ingresos scales permanentes.

• Potenciar la capacidad de absorción del sector público para invertir ecientemente los recursos públicos.

Gráfico N° 6Resultado fiscal y deuda pública, 2000-2013 (% del PBI)



Resultado Fiscal

Deuda Pública (eje derecho)Fuente: BCRP

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

-4%

-3%

-2%

-1%

0%

1%

2%

3%

4%

Resultado fiscal Deuda pública (eje derecho)

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

-3,2%

-2,7%-2,2%

-1,7%

-1,1%-1,3%

1,9%2,1%

0,8%

-0,3%-0,3%

2,3%

2,9%2,4%

% PBI % PBI


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La prima por riesgo país, medida a través del índiceEmerging Markets Bond Index Global Perú (EMBIGPerú), muestra una tendencia decreciente desdeel año 2002, con excepción del periodo de crisis fi-nanciera de 2009, para ubicarse permanentemen-te por debajo del promedio de América Latina. (Vergráfico N°7).

Las agencias calificadoras Fitch Ratings y Standard& Poors otorgaron el grado de inversión a los bo-nos emitidos por el Estado peruano, en el 2008,siendo seguida por la agencia Moody’s en 2009.

La actual calificación obtenida por la deuda sobe-rana peruana a largo plazo en moneda extranjeraes BBB+ (Standard & Poors), BBB+ (Fitch) y Baa2(Moody’s).

Puntos Básicos

Gráfico N° 7Riesgo País, 2001-2013 (puntos básicos).

Fuente: BCRP

12 Cuadros estadísticos - N ota Semanal. BCRP.13 Grado de inversión significa que los bonos emitidos por el Estado son considerados como de bajo riesgoy pueden ser objeto de inversión por el mercado de capitales.

e. Bajo riesgo país y grado de inversión

Perú

Latinoamérica

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

e n e - 0

1

j u l - 0 1

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2

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3

j u l - 0 3

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4

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5

j u l - 0 5

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6

j u l - 0 6

e n e - 0

7

j u l - 0 7

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8

j u l - 0 8

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9

j u l - 0 9

e n e - 1

0

j u l - 1 0

e n e - 1

1

j u l - 1 1

e n e - 1

2

j u l - 1 2

e n e - 1

3

j u l - 1 3


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f. Marco legal promotor de la inversión privada

El conjunto de reformas económicas implementado a principios de la década de los noventa tuvo éxito en promover la inversión privada bajo con-diciones de libre mercado. Dentro de las principales características del marco legal destacan la apertura comercial y la simplificación del régimenarancelario, la simplificación del régimen tributario, la libertad en los mercados cambiarios, financiero y de seguros, la eliminación de monopolios es-tatales y la promoción de la participación de la inversión privada en diversos sectores de la economía, el respeto de la propiedad privada, la creacióndel sistema privado de pensiones y la reforma monetaria orientada a la preservación de la estabilidad de precios, entre otros.

g. Apertura a la inversión extranjera

Para atraer y fomentar la inversión extranjera se aprobó un conjunto de leyes. Los inversionistas extranjeros poseen los mismos derechos y obliga-ciones que los inversionistas nacionales. Además, tienen libertad para remitir al exterior regalías, utilidades y capital sin necesidad de autorizacionesprevias, así como acceso al crédito doméstico de corto, mediano y largo plazo.

El Perú es miembro del Centro Internacional para el Arreglo de Controversias Relacionadas con las Inversiones (CIADI) y del Organismo Multilateralde Garantía de Inversiones (MIGA). Además, mantiene acuerdos de promoción y protección recíproca de inversiones y acuerdos comerciales queincluyen capítulos de inversión con un importante número de países.

En la actualidad, el Perú destaca como uno de los destinos de inversión más atractivos de América Latina.



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INFORMACIÓNDEL SECTOR

ELÉCTRICO


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La importancia del sector eléctrico radica en ase-gurar el abastecimiento eficiente del suministro deenergía para el desarrollo de las actividades econó-

micas del país. Desde el punto de vista económico,la evolución de la demanda de electricidad se con-vierte en un instrumento que permite predecir elnivel de actividad económica en el corto plazo de-bido a la correlación que existe entre ambos.

De otro lado, las empresas del sector eléctrico apor-tan en la recaudación de impuestos, por lo que tie-nen una mayor relevancia en este rubro que en laactividad económica general. Esto se debe a que elcálculo del crecimiento del PBI incluye al sector in-

formal, el cual no aporta a los ingresos tributariosdel Estado. Asimismo, las inversiones realizadas enproyectos y ampliaciones en los distintos segmen-tos del sector eléctrico han mostrado un dinamis-mo superior al de la inversión total realizada en elpaís durante los últimos diez años. En el caso delempleo, el sector eléctrico no es intensivo en el usode mano de obra por lo cual su demanda por tra-bajadores no representa un porcentaje significativode la Población Económicamente Activa Ocupada.

Finalmente, las empresas del sector eléctrico quelistan en la Bolsa de Valores de Lima han propiciadola mejora de las posibilidades de diversificación delos inversionistas del mercado de capitales nacio-nal. Cabe mencionar que las actividades económi-cas relacionadas al sector son percibidas como debajo riesgo; además de ser empresas respaldadasfinancieramente por grandes grupos económicosen el ámbito internacional.

CAPÍTULO 2


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2.1. EN EL VALOR AGREGADO

El Valor Agregado Bruto (VAB) del país ascendió a 226,5 miles de millones de soles de 1994 en 2013. Esto implicó un crecimiento de 5,2% respecto alaño previo. Por otro lado, el subsector electricidad y agua creció 5,6% en 2013, alcanzando aproximadamente 5 mil millones de soles de 1994.

En tal sentido, dicho subsector representó el 2,2% del PBI nacional en 2013, valor que correspondió también al promedio del período 1994-2013. Apartir de 2002 se apreció una reducción ligera, pero sostenida en dicha participación, lo que se debió a la gran expansión del sector minero entre losaños 1994 y 2007, período en el que triplicó su participación en el PBI nacional.

Millones deNuevos Soles (1994)

Gráfico N° 8Evolución del valor agregado del subsector electricidad y agua, y su participación en el VAB, 1994-2013(millones de nuevos soles de 1994)

14 Series Nacionales – Estadística Económica. INEI.

Fuente: INEI Valor Agregado del Sector Eléctrico

Participación en el VAB

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

1 9 9 4

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

% en el VAB

2,9%

2,7%

2,5%

2,3%

2,1%

1,9%

1,7%

1,5%

INFORMACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO


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El crecimiento del sector eléctrico estuvoaltamente correlacionado con el desempeñode la economía nacional (Ver gráfico N°9). Estose debió a que todas las actividades econó-micas requirieron del uso de energía eléctricaen diversas intensidades, siendo los sectoresminería e industrial los principales usuarioseléctricos. Por este motivo, la evolución delsector eléctrico se consideró un indicador líderdel desempeño de la economía y suele ser utili-

zado para realizar estimaciones acerca de esta.

En base a los datos históricos del INEI, seestimó la elasticidad entre el crecimien-to de la demanda total de energía eléctricay del PBI siendo aproximadamente de 1,01para el período 2002-2013. Es decir, por cada1% de crecimiento del PBI, la demanda deelectricidad creció, en promedio, 1,01% endicho período. Esta sensibilidad estuvo muyrelacionada con la intensidad del uso de

electricidad de la estructura productiva del país.

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

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


Fuente: INEI

Valor Agregado del Sector Eléctrico

Valor Agregado Bruto

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

e n

e - 0

3

j u l - 0 3

e n

e - 0

4

j u l - 0 4

e n

e - 0

5

j u l - 0 5

e n

e - 0

6

j u l - 0 6

e n

e - 0

7

j u l - 0 7

e n

e - 0

8

j u l - 0 8

e n

e - 0

9

j u l - 0 9

e n

e - 1

0

j u l - 1 0

e n

e - 1

1

j u l - 1 1

e n

e - 1

2

j u l - 1 2

e n

e - 1

3

j u l - 1 3

Var. % mensual

Ó


24/142


2.2. EN LA RECAUDACIÓN

La Superintendencia Nacional de Aduanas y Administración Tributaria (SUNAT) registró un creci-miento anual de 5,8% en los ingresos tributarios recaudados internamente en el año 2013.

Según OSINERGMIN, para una muestra de 41 empresas del sector eléctrico, la contribución al fiscode estas en impuesto a la renta fue de S/. 953 millones en el 2013, valor superior en 70% a lo paga-do en el año 2004. El segmento de generación contribuiría con el 65% del total, mientras que elde transmisión con el 5%. El mayor crecimiento de los segmentos de generación y distribución sedebió a que son los que experimentaron un mayor dinamismo en términos de inversión y ventasde energía eléctrica.

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

Fuente: OSINERGMIN

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

2004

2013

100

200

300

400

500

600

700

0%

362

49 54

151

279

621

Millones de Nuevos Soles

Generadoras Transmisoras Distribuidoras

2 3 EN LA INVERSIÓN NACIONAL


25/142


2.3. EN LA INVERSIÓN NACIONAL

La inversión en el sector eléctrico ascendióa US$ 2 506 millones en el año 2013. Si bien,esta mostró una caída de 9% respecto a 2012,esto se debió a que el nivel de las inversionesen dicho año experimentó un crecimientobastante significativo respecto al año anterior,gracias al desarrollo de importantes proyectosde inversión en generación y transmisión.

Durante el 2013, se realizó la fase final de in-versión, pruebas y puesta en operación comer-cial de dichos proyectos lo cual explicaría lareducción en el monto de inversión privada endicho año. Las inversiones en el sector eléctricorepresentaron el 3,9% de la inversión total rea-lizada en el país durante dicho año. Asimismo,el crecimiento promedio anual de la inversiónen dicho sector fue 25,5% durante el período2004 - 2013, ritmo superior al experimenta-do por la inversión total que creció 20,9%.

El 79,1% de la inversión en el sector eléctrico,durante el período 2004 – 2013, fue realizadapor empresas privadas, acumulando US$ 9 779millones en dicho período. Las inversiones delsector privado representaron el 86,5% de la in-versión total en el sector en 2013 (Ver gráficoN°11). Asimismo, en el período 2004 – 2007,la inversión en el sector eléctrico creció a unatasa promedio anual de 24,7%, mientras queen el período 2008 – 2012, esta fue de 34%.

Inversión Privada

Inversión Pública

Participación en la inversión Total

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

Fuente: MEM y BCRP

18 Entre los principales proyectos desarrollados en el año 2012 destacan la conversión a ciclo combinado de Chilca 1 y Kallpa, laprimera fase de las centrales termoeléctricas Santo Domingo de Olleros y Fénix, y la línea de transmisión de 500 kVChilca-Marcona-Montalvo. 19 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP.

155 163 130 230 228435 389

238 272 340169 231

350399

634

742979

1 642

2 4672 166

324394

480629

862

1 177

1 368

1 880

2 739

2 506

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Participación (%)Millones de US$


26/142


El segmento de generación fue el más dinámi-co. Este representó el 64,5% de las inversionesacumuladas durante el período 2004-2013,mientras que la distribución tuvo una partici-pación del 20,2% en dicha inversión. (Ver grá-fico N°12).

Esto se explica en la necesidad de expansiónde la oferta como respuesta a las perspectivasde crecimiento de la demanda de energía eléc-trica, fruto del buen desempeño económicoexperimentado por el país. Cabe destacar queluego del proceso de privatización y desinte-gración vertical del sector eléctrico durante ladécada de los noventa, la inversión tuvo un rá-pido crecimiento hasta 1999, año a partir delcual se experimentó una tendencia hasta US$2 506 millones, de los cuales US$ 2 166 proce-dieron del sector privado.

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

Fuente: MEM.

20042 0052 006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

324394

480629

862

1 177

1 368

1 880

2 739

2 506

Millones de US$

Distribución

Generación

Transmisión

2 4 EN EL EMPLEO NACIONAL


27/142


2.4. EN EL EMPLEO NACIONAL

El empleo directo demandado por el sectoreléctrico tuvo un crecimiento moderado enlos últimos diez años, en promedio creció1,5% anual. Esto se debió en parte al ingre-so de nuevas empresas al mercado en añosrecientes y a la expansión de las actividadesde empresas como Edegel, Enersur y Kallpa.

Sin embargo, en términos agregados, el apor-te del sector al empleo nacional fue pequeñodebido a que no es intensivo en uso de manoobra, sino más bien en capital. Se estimó que elnúmero de trabajadores en el sector eléctricoalcanzó los 7 842 trabajadores, en diciembre de2013. A nivel de segmento, las distribuidorasostentaron el mayor número de trabajado-res, en promedio contaron con el 63% de lamano de obra del sector; las generadoras el30% y las transmisoras el 7%, respectivamente.

Distribuidoras

Transmisoras

Generadoras

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

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

Fuente: MEM

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

Número de trabajadores

2004

1600 1721 1730 1939 19432156 2296 2281 2271 2185

656656637674469456431433420

3894

5 938 6 0556 157 6 347 6427

6 7586 901 6 914 6 828 6 769

3914 39943977 4028

41334131 3996 3901 3928

444

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

2 5 EN EL MERCADO DE CAPITALES


28/142


2.5. EN EL MERCADO DE CAPITALES

En la actualidad, 20 empresas eléctricas listanen la Bolsa de Valores de Lima (BVL), 11 de lascuales desarrollan la actividad de generación,8 se dedican a distribución y 1 a la transmi-sión de energía eléctrica (Ver cuadro N°1).

Además, el Índice General de la Bolsa de Valo-res de Lima (IGBVL) cuenta con la presencia de3 empresas del sector, con una participacióntotal de 6,54% en la cartera que compone di-cho índice (Ver cuadro N°2).

Liquidez Deuda/

Patrimonio

Rentabilidadde

Patrimonio

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

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

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

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

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

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

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

Generandes Perú S.A. 22,090 ,009 %

Kallpa Generación S.A. 1,35 2,43 17%

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

TransmisiónR nRed de Energía del Perú S.A. 0,62 1,37 10%

Segmento Empresa

Generación

Distribución

EmpresasEléctricas

Participación

(%)

IGBVL

Cuadro N° 1Empresas del sector eléctrico que listan en la BVL

Cuadro N° 2Participación de las empresas eléctricas en el IGBVL, en 2013

21 Información de empresas con valores listados.22 BVL Informe Bursátil Mensual.

Fuente: BVL

Fuente: BVL

Luz del Sur

Edegel

Edelnor

Total

2,67%

2,36%

1,51%

6,54%



29/142


El Índice del Sector Eléctrico tuvo un buendesempeño en el período 2004-2013, acumu-lando un crecimiento de 538%, mientras queel IGBVL tuvo un crecimiento acumulado de477%. Este menor desempeño se debió a laalta sensibilidad de dicho índice a la capitali-zación de los valores de las empresas mineras,principal componente de su cartera. En estesentido, el sector eléctrico representó unaoportunidad de inversión menos volátil enel mercado de capitales, otorgándole ciertaestabilidad al IGBVL, y permitiendo la diver-sificación de la cartera de los inversionistas.

Las empresas privadas del sector suelen finan-ciar sus actividades mediante la emisión deinstrumentos de deuda en el mercado prima-rio de la BVL; entre estas empresas, el segmen-to más activo fue el de distribución (Ver anexo7.2 para mayor detalle).

Tres empresas del sector realizaron colocacio-nes por S/. 489 millones y US$ 10 millones en2013, monto menor al alcanzado en 2012, añoen el que se colocó S/. 585,6 millones y US$ 95millones, respectivamente. Esto se debió, enparte, al incremento en la tasa de interés definanciamiento de los bonos corporativos emi-tidos, cuyo promedio pasó de 5,4% en 2012 a6,2%, en 2013. Esto también significó una re-ducción en la participación del sector en el va-lor total de las emisiones realizadas durante el

año, pasando estas de 10,3%, en 2012, a 2,3%,en el año 2013.

IGBVL

IGBVL

Índice Sector Eléctrico (eje derecho)

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

Índice del Sector Eléctrico

23 BVL Informe Bursátil Mensual.

Fuente: BVL

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

e n e - 0

4

j u l - 0 4

e n e - 0

5

j u l - 0 5

e n e - 0

6

j u l - 0 6

e n e - 0

7

j u l - 0 7

e n e - 0

8

j u l - 0 8

e n e - 0

9

j u l - 0 9

e n e - 1

0

j u l - 1 0

e n e - 1

1

j u l - 1 1

e n e - 1

2

j u l - 1 2

e n e - 1

3

j u l - 1 3

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

0


30/142


PRINCIPALESESTADÍSTICAS DEL

SECTOR ELÉCTRICO2013


31/142

[ 35 ]

El Subsector Eléctrico ha mostrado una evoluciónpositiva y altamente dinámica durante los últimosaños. Esto se evidencia en el gran crecimiento de laactividad de generación eléctrica, caracterizado porla expansión de la capacidad instalada y el nivel deproducción. Esta situación acorde al dinamismo dela economía y su consiguiente efecto en la demandade electricidad. Sin embargo, se aprecia un alto nivelde centralización de esta capacidad en la zona centrodebido a la ubicación del gasoducto, que transportael gas natural proveniente de los yacimientos de Ca-misea a la costa central del país.

En el caso del sistema de transmisión, la expansiónse ha realizado mediante mecanismos contractualesque estabilizan los ingresos y que se sustentan en laalta competencia del mercado, en las licitaciones. Noobstante, se aprecia aún congestiones debido a lacentralización de la generación en el centro y el altocrecimiento de la demanda en el norte y sur del país.

Este proceso ha significado un deterioro en la eficien-cia del sistema debido al incremento de las pérdidasen los sistemas de transmisión. Sin embargo, las inver-siones públicas y privadas orientadas a modernizar elequipamiento y, expandir la red de transmisión, y sucapacidad, tendrán un impacto positivo en el corto ymediano plazo, reduciendo las congestiones y pérdi-das del sistema.

La actividad de distribución ha sido beneficiada porel crecimiento del número de clientes regulados y li-

bres, y por la mejora en los ingresos de la población,lo cual se ha visto traducido en el crecimiento sosteni-do de sus ventas. Asimismo, las principales empresasde distribución a nivel nacional, Edelnor y Luz del Sur,han tenido una participación muy activa en la emisiónde títulos de deuda en el mercado de capitales, con locual han obtenido fondos para financiar sus activida-des y realizar inversiones.

Finalmente, las redes de distribución a nivel nacionalhan mostrado una reducción sostenida del porcentaje

de pérdidas.

CAPÍTULO 3

3 1 GENERACIÓN


32/142


3.1.1. Potencia instalada y efectiva del sector eléctrico nacionalLa potencia instalada del mercado eléctricoperuano fue de 9 635 MW en 2013, de esta soloel 2% correspondió a sistemas aislados. Estosupone un crecimiento de 14% con respectoal año 2012; la puesta en operación comercialde la reserva fría de Ilo y Talara, así como de lacentral térmica Santo Domingo de Ollerosaportaron significativamente a dicho resultado.

En el caso de las empresas con instalaciones deuso propio, esta ascendió a 1 416 MW, lo queequivale al 12,8% de la potencia instalada to-tal del país. La potencia instalada de uso pro-pio mostró una tendencia creciente, con unatasa de crecimiento promedio anual de %, enel período 2004-2013, lo que reflejó el mayordinamismo de la minería en dicho período, ac-tividad en la que se prefirió buscar la seguridaden el suministro eléctrico debido a su relativo

aislamiento respecto al SEIN. Sin embargo, el93% de la potencia instalada de estos sistemas,en el año 2013, fue de fuente térmica, específi-camente derivados del petróleo, lo cual supusoun costo elevado con respecto a los precios alos que se pudo contratar energía en el mer-cado eléctrico; por este motivo, parte de esasmáquinas fueron utilizadas como unidades deemergencia.

MW

Mercado Eléctrico

Uso Propio

24 Incluye la capacidad instalada de centrales aisladas, las que pertenecen a COES y las que no pertenecena COES. Además, se incluye las centrales de los autoproductores-uso propio.

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

Fuente: MEM

3.1. GENERACIÓN

12 000

6 016 6 2016 658

1 038

5 990

7 028 7 158

1 161

1 263

7 9868 613 8 683

9 699

1 432

1 416

11 051

1 3691 303

7309

73148267 9 635

6 7245 997

1 033

5 625

920 980

5 2215 096

10 000

8 000

6 000

4 000

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

2 000

0

PRINCIPALES ESTADÍTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO 2013


33/142


El crecimiento promedio anual de la potenciainstalada del mercado eléctrico fue de 7,3%, enel período 2004-2013. Esto reflejó el dinamis-mo de la inversión privada en el SEIN, en losúltimos años, proceso que se vio favorecidopor la creciente demanda y suministro del gasnatural de Camisea, en la costa central del país.De este modo, la potencia instalada térmicacreció a una tasa promedio anual de 12,4%,mientras que la hidráulica a 1,7%, en dicho pe-ríodo. (Ver gráfico N°16).

Cabe resaltar que este crecimiento se concen-tró en la zona centro, específicamente en laregión Lima, donde destacaron las centralesciclo combinado de Kallpa y Enersur, con capa-cidades instaladas de generación de 870 MW y852 MW, respectivamente.

MW

Hidráulica

Térmica

Solar

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

Gráfico N° 16Potencia instalada en el mercado eléctrico por tipo de fuente, 2004-2013 (MW)

Fuente: MEM

10 000

9 000

8 000

7 000

6 000

5 000

3 000

2 000

1 000

2 969

2 126

5 096 5 221

5 6255 990 5 997

6 7247 309 7 314

8 267

9 635

80

80

2 1012 497

2 844 2 8443 540

3 964 3 956

4 806

6 103

3 119 3 128 3 145 3 152 3 183 3 345 3 357 3 381 3 451

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

0

4 000


34/142


Por otro lado, la potencia efectiva a nivel nacio-nal fue 9 885 MW, en el año 2013. (Ver gráficoN°17). Esto equivale al 89% de la potencia ins-talada.

En el caso de las centrales hidráulicas, su po-tencia efectiva fue, en promedio, 96% de supotencia instalada, mientras que la potenciaefectiva de las centrales térmicas fue el 86% dela potencia instalada. Esta diferencia se debióa los mayores factores que intervinieron en las

condiciones de potencia efectiva de una cen-tral térmica, como son la presión y humedadatmosférica, y la temperatura ambiente.

MW

Gráfico N° 17Potencia efectiva a nivel nacional por tecnología, 2004-2013 (MW)

24 Incluye la capacidad instalada de centrales aisladas, las que pertenecen a COES y las que no pertenecena COES. Además, se incluye las centrales de los autoproductores-uso propio.

Fuente: MEM

80

80

10 000

9 000

8 000

7 000

6 000

5 000

3 000

2 000

1 000

0

4 000

2004

2 815

2 602

5 418 5 6115 873

6 352 6 349

7 256

8 000 8 046

8939

9 885

2 989

2 621

2 996

2 877

3 013

3 338

3 028

3 320

3 116

4 140

3 317

4 682

3 329

4 713

3 360

5 498

3 414

6 390

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Hidráulica

Térmica

Solar



35/142


3.1.2. Producción de energía

La producción de energía eléctrica en el mer-cado eléctrico ascendió a 40 665 GW.h, en elaño 2013. El crecimiento de la producción vinode la mano con el ritmo de crecimiento de laeconomía, así, la tasa de crecimiento promedioanual fue de 6,7%, en el período 2004-2013.Esto reflejó el dinamismo experimentado porla economía nacional en la última década, fa-vorecida en parte por el boom del precio de los

metales y el desarrollo de la demanda interna.Sin embargo, el crecimiento de la producciónfue liderado por la generación térmica que al-canzó una tasa de crecimiento promedio anualde 14,6%, en comparación con la hidráulicaque registró 2,7%.

Hidráulica

Térmica

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

Fuente: MEM

Solar

GW.h

45 000

40 000

35 000

CAGR 2004-2013: 14,6%

CAGR 2004-2013: 2,7%

30 000

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

0

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3


36/142


Asimismo, la participación de las fuentes hi-dráulicas en la producción del mercado eléc-trico fue de 53%; participación que, a pesar deestar muy relacionada a la evolución de la hi-drología, experimentó una sostenida tenden-cia a la baja desde el 2001, año en que llegóa 89,5%. (Ver gráfico N°19). Esto se debió, enparte, al menor crecimiento de la potencia ins-talada de tecnología hidráulica en el mercadonacional y a la pr iorización del aprovechamien-to de gas natural proveniente de Camisea, por

parte del sector eléctrico.

En este sentido, el crecimiento de la partici-pación de fuentes térmicas en la generacióna gas natural, si bien resultan más caras que lahidráulica, sustituyeron a los equipos térmicosde mayor costo de generación.

En los años previos a Camisea, el despachotérmico estuvo relacionado a unidades confuente en derivados del petróleo que margi-naban en la operación, es decir, abastecían deelectricidad en hora punta o en época de es-tiaje. En cambio, actualmente, las unidades tér-micas con ciclo combinado suelen despacharen períodos de hora baja y media sin que estoimpacte drásticamente en los costos de opera-ción del sistema y disminuyendo el riesgo hi-drológico al suministro de electricidad

Participación (%)

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

Fuente: MEM

Hidráulica

Térmica

100%12% 0.5%

46%

53%

88%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

1 9 9

5

1 9 9

6

1 9 9

7

1 9 9

8

1 9 9

9

2 0 0

0

2 0 0

1

2 0 0

2

2 0 0

3

2 0 0

4

2 0 0

5

2 0 0

6

2 0 0

7

2 0 0

8

2 0 0

9

2 0 1

0

2 0 1

1

2 0 1

2

2 0 1

3

Solar



37/142


Se pudo apreciar que cerca del 50% de la generación hidráulica, en el2013, fue generada por dos empresas: Electroperú y Edegel. Asimismo,las empresas Egenor y SN Power también tuvieron una participaciónimportante, contando ambas con un nivel de generación similar. (Vergráfico N°20). Además, existieron diferencias significativas en la po-tencia instalada de estas empresas, entre las que destacó Electroperú,que cuenta con el Complejo Hidroeléctrico de Mantaro de 1 008 MW.

Gráfico N° 20Generación hidráulica por empresa del mercado eléctrico, en el 2013 (GW.h)

Generación Hidráulica 2013: 21 709 GW.h

Fuente: MEM

ros 2 806, 13%Ot

%Enersur 948, 5

%5,0801asaEg

%ower 1 774, 8SN P

Egenor 2 028, 9%

Edegel 3 545, 16%

roperú 7 239, 34%

Chinango 1 141,5%

Celepsa 1 149, 5%

ctEle


38/142


Por otro lado, Enersur, Kallpa y Edegel aportaron el 86% de la gene-ración térmica. Cabe destacar que las empresas mencionadas pro-dujeron en base a gas natural y carbón, fuentes de mínimo costoen el mercado. ( Ver gráfico N°21).

Fuente: MEM

Gráfico N° 21Generación térmica por empresa del mercado eléctrico, en el 2013 (GW.h)

Generación Térmica 2013: 18 757 GW.h

ros 1 782, 10%Ot

Kallpa 5 458, 29%

Enersur 6 770, 36%

Termoselva 391, 2%

Egasa 341, 2%

Edegel 4 014, 21%



39/142


Finalmente, en el año 2013, la producción de lasunidades de autogeneración fue de 2 666 GW.h,lo que equivalió a 6,2% de la producción nacio-nal. Asimismo, la generación térmica representó el77% de la autogeneración. A partir de 1996, se diouna significativa reducción de esta debido a la co-nexión de diversos usuarios eléctricos al SEIN. Sinembargo, a partir de 2003, se apreció una tenden-cia creciente que estuvo relacionada con la mayoractividad de autogeneración de las unidades mi-neras y de explotación de hidrocarburos.

(Ver gráfico N° 22).

GW.h

Fuente: MEM

Gráfico N° 22Producción de las unidades de autogeneración por tecnología, 1995-2013 (GW.h)

Hidráulica

Térmica

4 500

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

CAGR 2004-2013: 5,9%

CAGR 2004-2013: 4,5%


40/142


3.1.3. Máxima demanda

3 131 3 305

3 580

3 9664 199

4 3224 579

4 961

5 291

5 575

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

14,0%

16,0%

18,0%

20,0%

Var. % Anual

Máxima Demanda

Tasa de Crecimiento (eje Derecho)

En el año 2013, la máxima demanda del SEIN,es decir, el momento de mayor demanda si-multánea en el sistema, se registró el día 11 dediciembre a las 20:15 y ascendió a 5 575 MW,presentando un crecimiento de 5,4% respectoa la máxima demanda del año anterior. (Vergráfico N° 23). Esto reflejó el incremento delequipamiento de los hogares y la industria, enespecial de la minería y, en general, del nivel de

actividad económica. La tasa de crecimientopromedio anual fue 6,5%, en el período 2004-2013. Así, en la última década, la máxima de-manda acumuló un crecimiento total de 78%.

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

Fuente: MEM



41/142


De otro lado, la cobertura de la máxima demandapor recurso energético, en el 2013, muestra unamayor participación de agua y gas natural, 50,5%y 45,5%, respectivamente. El gas natural mostró uncrecimiento de 11,5% en dicha cobertura debidoa la mayor capacidad de generación de las cen-trales térmicas que operaron con tecnología deciclo combinado. (Ver cuadro N° 3). Asimismo, nofue necesario el despacho en base a diésel, lo cualtuvo un impacto positivo en el costo marginal dela operación.

2012 2013

AñoVariaciónRecurso

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

Cuadro N° 3Cobertura de la máxima demanda por recurso energético, 2012-2013 (MW)

Fuente: COES

2 843

2 276

96

37

21

14

4

5 291

Agua

Gas Natural

Carbón

Residual

Diesel

Bagazo

Biogás

Total

2 815

2 538

132

57

0

29

4

5 575

-1,0%

11,5%

36,9%

53,3%

-100,0%

111,3%

7,8%

5,4%

3.1. BALANCE OFERTA Y DEMANDA


42/142


0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Margen de Reserva (%)MW

Potencia Efectiva

Máxima Demanda

Margen de Reserva (eje derecho)

El margen de reserva del SEIN fue de 32%, enel año 2013, lo que representó una diferen-cia de 3,0% respecto al margen de 2012. Estose explica por la expansión de 12,4% experi-mentada por la potencia efectiva, ritmo su-perior al crecimiento de la máxima demanda,que en dicho año fue 5,4%. Al respecto, en elperíodo 2001-2008, se pudieron apreciar dostendencias, la máxima demanda y la poten-cia efectiva crecieron a una tasa promedioanual de 6% y 2,5%, respectivamente, lo cual

explica la reducción del margen de reserva.

En el período 2009-2013, se apreció unareversión en dicha tendencia, en el cual seexperimentó un crecimiento de 6,5% y 9,1%,respectivamente. Lo último, se explica porla mayor inversión en generación que secentralizó en Lima, específicamente, en las cen-trales térmicas ubicadas en el distrito de Chilca.

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Con el objetivo de responder a la expansión de la demanda, el sector privado lideró las inversionesen capacidad de generación aprovechando el suministro de gas natural en la zona centro del país.A partir de 2004, año en que se inició la operación comercial de Camisea, la oferta mostró un ma-yor dinamismo, fenómeno que se vio ralentizado en los últimos años debido a las restricciones detransporte de gas natural desde Malvinas, los yacimientos de Camisea, hasta Lima.

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

Gráfico N° 24Balance de oferta y demanda en el SEIN, 2001-2013 (MW)

Fuente: MEM y COES

El crecimiento de la demanda se vio impul-

sado por el dinamismo del sector mineroque representó aproximadamente el 34% dela demanda de electricidad en el 2012, y elsucesivo incremento del coeficiente de elec-trificación a nivel nacional, que alcanzó a90% de los hogares en dicho año. Esto, com-plementado con una mayor intensificacióndel uso de energía eléctrica en la estructuraproductiva del país, fue la fuente del crecimien-to sostenido y dinámico de la máxima demanda.

3.3. TRANSMISIÓN


43/142


3.3.1. Empresas transmisoras de energía eléctricaActualmente, nueve empresas privadas cuen-tan con concesiones para la actividad detransmisión de energía eléctrica en el SistemaGarantizado de Transmisión (SGT), el SistemaPrincipal de Transmisión (SPT) y el SistemaComplementario de Transmisión (SCT). (Vercuadro N° 4).

Cuadro N° 4Empresas transmisoras de energía eléctrica, en 2013

Fuente: MEM

N˚ Nombre de la empresa

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Abengoa Transmisión Norte S.A.

Consorcio Energético Huancavelica S.A.

Consorcio Transmantaro S.A.

Etenorte S.R.L.

Eteselva S.R.L.

Interconección Eléctrica ISA Perú S.A.

Red de Energía del Perú S.A

Red Eléctrica del Sur S.A.

Compañía Transmisora Andina S.A.


44/142


3.3.2. Longitud de las líneas de transmisiónLa longitud de las líneas de transmisión a ni-vel nacional fue de 20 585 km, de las cuales el38,1% (7 842 km) y el 21,5% (4 417 km) corres-pondieron a líneas con niveles de tensión de220 kV, 138 kV, respectivamente.(Ver gráfico N° 25).

Las congestiones en el sistema de transmisión,debido al constante crecimiento de la deman-

da de energía eléctrica, y la centralización de lacapacidad instalada en la zona centro, hicieronnecesaria su expansión, junto con la construc-ción de líneas con mayor nivel de tensión. A lafecha, se cuenta con 611 km de líneas de trans-misión en 500 kV.

Gráfico N° 25Longitud de las líneas de transmisión a nivel nacional,1995-2013 (km)

Fuente: MEM 500 kV

220 kV

138 kV

60 - 69 kV

30 - 50 kV

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

2 0 0 3

2 0 0 4

2 0 0 5

2 0 0 6

2 0 0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

24 000

22 000

20 000

18 000

16 000

14 000

12 000

10 000

8 000

6 000

4 000

2 000

0

Longitud (km)



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3.3.3. Mapa del SEIN y sistemas aislados

Fuente: MEM

TACNA

I L O 2 CALANA

EL AYRO

TOMASIRI

LAYARADA

TOQUELAALTO

LOSEROES

CALLAUAYA

ARICOTAI

ILO

CILINA

CARCANI IIIIII II SOCAAYA

CARCANI ILAE

OMATA

TOQUEALA

ARICOTA2

TARATA

OTILACA

MONTALOMOQUEUA

CSANSOLAR2T

CS TACNASOLAR 2TS

SULUROS

RILO

CCEES

SURIRAY

CSTAT ERESA

CTQUILLAAMA

ARQUEINDUSTRIAL

LANIA

CICLAYO SUR

ETEN

QUENCORO NUEA

(diseñadapara500kV)

ARIAS

LANIA

MOYOAMA NUEA

IMANAYLLU

CIAS I

URL: http://www.minem.gob.pe

0

CALLA

CERRODEL AUILA

RTACNA

CMACUICCUII

CEMOLLENDO

CETRUILLO

RTOMALDONADO

RUC ALLA

RIQUITOS

ALLAENERACIONCCCILCA CC

CILCAENICCSANTODOMINODEL OSOLLEROSCC

ELOORIONTE

OROMA

CARAONO

CARAAYLLO

R TALARA

ECUADOR

CHILE

BRASIL

COLOMBIA

B O L

I V I A


46/142


3.3.4. Pérdidas y congestión en los sistemas de transmisiónEn el año 2013, el porcentaje de pérdidas deenergía eléctrica en el SGT y SPT ascendió a4,35%. (Ver gráfico N° 26). Como se puedeapreciar, desde 1995, este porcentaje tuvouna tendencia decreciente. Esto fue favo-recido por la expansión inicial del sistemaluego de la privatización del segmento detransmisión por parte del Estado y por lamayor eficiencia de los operadores a través

de la modernización del equipamiento y elplaneamiento de la operación por parte delCOES. Sin embargo, en los años recientes, elgran crecimiento experimentado por la de-manda en las zonas sur y norte significó lanecesidad de exportar energía a dichas zo-nas desde la zona centro, área en la que secentralizó la expansión de la capacidad ins-talada. Por este motivo, se experimentaroncongestiones en la red de transmisión, lascuales explican significativamente el recien-

te incremento del porcentaje de pérdidas enlos sistemas de transmisión.

4,5

5,0

3,5

4,0

3,0

2,5

1,5

2,0

1,0

0,0

0,5

1995 1996 19971998 1999 2000 20012002 2003 2004 2005 2006 2007 20082009 2010 2011 2012 2013

%

3,73,6

3,4

2,9

2,8 2,52,3 2,3

2,1

1,8 1,9 1,92,2 2,1 2,2

2,7

2,9

4,3 4,4

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

Fuente: COES Porcentaje de pérdidasde energía eléctrica



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En el caso del enlace centro a norte, la construc-ción y puesta en operación de la línea 500 kVZapallal-Trujillo permitió la progresiva reduc-ción de congestiones en los flujos de la línea220 kV Paramonga-Chimbote. Sin embargo,con respecto al enlace del centro a sur, desde el2013, se registró la congestión de la línea 220 kVMantaro-Socabaya debido al incremento de latransferencia de energía del centro hacia el sur.

Se espera que la puesta en operación de la lí-

nea 500 kV Chilca–Marcona–Montalvo y deotros proyectos en 500 kV y en 220 kV, que es-tán incluidos en el Plan de Transmisión, propi-cien la descongestión paulatina del sistema detransmisión y favorezcan la reducción progre-siva del nivel de pérdidas. (Ver gráfico N° 27).

120%

130%

100%

110%

00%

80%

60%

70%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

2011 2012 2013

%

Mantaro - Socabaya (zona centro a sur)

Paramonga - Chimbote (zona centro a norte)

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

Fuente: COES

3.4. DISTRIBUCIÓN


48/142


Las empresas de distribución contaron con 6 156,2 miles de clientesen el año 2013. De estos, solo 141 fueron clientes libres con contratosde suministro de energía eléctrica (PPA’s, por sus siglas en inglés) fir-mados principalmente con Edelnor (78) y Luz del Sur (22). Asimismo,Edelnor, Luz del Sur e Hidrandina contaron con aproximadamente48% del total de clientes del segmento. Esto se debe a la alta densi-dad demográfica registrada en sus áreas de demanda, en las cualesse ubican ciudades importantes como Lima, Trujillo y Chimbote.

3.4.1. Número de clientes

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

Total de Clientes: 6 156 315

Fuente: MEM

ros 28%Ot

Hidrandina 12%

Luz del Sur 16%

Electronoreste 7%

Electro Sur Este 7%

Electrocentro 10%

Edelnor 20%



49/142


3.4.2. Mapa de concesiones de distribución

Fuente: MEM


50/142


3.4.3. Pérdidas en distribución

Pérdidas en Distribución (%)

%

El porcentaje de pérdidas en las redes dedistribución mostró una tendencia decrecien-te en el período 1995-2013, pasando de unmáximo de 19,7%, en 1995, a 7,5%, en 2013.Esto fue producto de las inversiones del sectordistribución en la modernización de equipos yampliación de redes. Asimismo, las empresasque presentaron un mayor nivel de eficien-cia en este aspecto se localizaron en Lima,

Edelnor y Luz del Sur, respectivamente. Nóte-se, que a diferencia del caso de transmisión,las redes de distribución se desempeñaron anivel local, razón por la cual las empresas dedistribución pudieron ampliar su capacidada medida que creció su red, se incrementóel número de usuarios y el nivel de carga alque debieron suministrar energía eléctrica.

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

Fuente: MEM

19,7

17,0

14,5

12,411,3

10,49,7

9,1 9,1 8,7 8,4 8,6 8,2 8,0 7,9 7,8 7,7 7,6 7,5

0

2

4

6

8

10

1214

16

18

20

22

1 9

9 5

1 9

9 6

1 9

9 7

1 9

9 8

1 9

9 9

2 0

0 0

2 0 0 1

2 0

0 2

2 0

0 3

2 0

0 4

2 0

0 5

2 0

0 6

2 0

0 7

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0

1 2

2 0 1 3

3.5. COMERCIALIZACIÓN, PRECIOS Y TARIFAS


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0

50

100

150

200

250

e n e - 0

6

m a r - 0 6

m a y - 0

6

j u l - 0 6

s e p - 0

6

n o v - 0

6

e n e - 0

7

m a r - 0 7

m a y - 0

7

j u l - 0 7

s e p - 0

7

n o v - 0

7

e n e - 0

8

m a r - 0 8

m a y - 0

8

j u l - 0 8

s e p - 0

8

n o v - 0

8

e n e - 0

9

m a r - 0 9

m a y - 0

9

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s e p - 0

9

n o v - 0

9

e n e - 1

0

m a r - 1 0

m a y - 1

0

j u l - 1 0

s e p - 1

0

n o v - 1

0

e n e - 1

1

m a r - 1 1

m a y - 1

1

j u l - 1 1

s e p - 1

1

n o v - 1

1

e n e - 1

2

m a r - 1 2

m a y - 1

2

j u l - 1 2

s e p - 1

2

n o v - 1

2

e n e - 1

3

m a r - 1 3

m a y - 1

3

j u l - 1 3

s e p - 1

3

n o v - 1

3

US$/MW.h

3.5.1. Costo marginal y tarifa en barraEl promedio del costo marginal de corto pla-zo fue US$ 26,5 por MW.h en 2013. Esto re-presentó una disminución de 14% respecto alpromedio de 2012. Lo que se debió a la mayorparticipación del gas natural de Camisea en lageneración eléctrica, y que supuso una menornecesidad de uso de derivados del petróleopara abastecer a la demanda en hora punta.

La conversión a ciclo combinado de las cen-trales térmicas Chilca 1 y Kallpa, en el últimotrimestre de 2012, fueron determinantes paraeste resultado. Nótese que el costo marginal seestabilizó respecto a los años 2006 y 2008, enlos cuales el menor despacho hidráulico propi-ció el uso de derivados del petróleo para satis-facer la creciente demanda. La aprobación delDecreto de Urgencia N° 049-2008, en el cual seestablece que el cálculo de los costos margina-les se realizará asumiendo que no existen res-

tricciones de transmisión de electricidad ni detransporte de gas natural, también favoreció suestabilización a partir del año 2009. Asimismo,el costo marginal de corto plazo fue utilizadocomo precio en el mercado spot de energía, alcual acceden las generadoras para realizar re-tiros sin contratos. En este sentido, la estabili-zación de este permitió la reducción del riesgoasumido por los agentes en dicho mercado.

De otro lado, la tarifa en barra mostró un comportamiento relativamente estable en el período deanálisis. Esta mantuvo un promedio de US$ 40,2 por MW.h en 2013, representando un crecimientode 3% respecto al promedio de 2012. El incremento experimentado en el período 2010-2013, enel cual registró un crecimiento promedio anual de 10,2% se debió al incremento en los costosde generación (actualización del precio del gas natural de Camisea), al precio de la potencia y lainclusión de diversas compensaciones por seguridad de suministro en el peaje de transmisiónque fueron asumidos por los usuarios eléctricos. Finalmente, las tendencias del tipo de cambiotuvieron un efecto significativo en las fluctuaciones que se pudieron apreciar en los dos precios.

Costo Marginal de Corto Plazo

Tarifa en Barra

Gráfico N° 30Costo marginal de corto plazo y tarifa en barra, 2006-2013 (US$ por MW.h)

Fuente: MEM


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3.5.2. Precios medios de energíaEl precio medio de la energía eléctrica ascen-dió a US$ 99,3 por MW.h en 2013. Este mostróuna tendencia creciente entre 2004 y 2013,período en el que presentó una tasa de creci-miento promedio anual de 4,6%. Este compor-tamiento fue impulsado principalmente porel mercado regulado desde el año 2007. Enel período 2007-2013, el precio medio crecióa una tasa promedio anual de 5,0%, mientras

que en el mercado libre el crecimiento fue de4,4%. Esta diferencia se debió al procedimien-to de regulación de la tarifa en barra realizadopor OSINERGMIN, el cual consideró como va-riables de actualización el Índice de Precios alpor Mayor, tipo de cambio, y, adicionalmente,los nuevos cargos por seguridad energéticaincluidos en el peaje por transmisión, costosasumidos parcialmente por el consumidor fi-nal. Asimismo, en muchos casos, las empresasdistribuidoras suministraron energía a zonas

en las cuales hay baja densidad de usuarios, asícomo altos costos para la instalación de redes,lo cual supuso una mayor transferencia de es-tos costos a los precios cobrados a los usuarios.

0

20

40

60

80

100

120

140

1 9 9 5

1 9 9 6

1 9 9 7

1 9 9 8

1 9 9 9

2 0 0 0

2 0 0 1

2 0 0 2

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2 0 0 4

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2 0 0 6

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2 0 0 8

anuario ejecutivo de electricidad 2013

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