INFORME SECTORIAL PERÚ: SECTOR ELÉCTRICO

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1 INFORME SECTORIAL PERÚ: SECTOR ELÉCTRICO Informe a Setiembre 214 Mariella Pajuelo Jemil Castro (511) rmpajuelo@ratingspcr.com jcastro@ratingspcr.com Resumen Ejecutivo Concentración de generación eléctrica. La generación eléctrica en el Perú, según datos actualizados al cierre del año 213, se produce por dos tipos de centrales: hidroeléctricas (5.14%) y termoeléctricas (49.14%). Asimismo, en términos geográficos, las macro regiones Centro 1 (3.4%) y Lima 2 (5.4%) concentran la mayor parte de la producción de la energía nacional 3. Promoción de inversiones, y electrificación rural. El Estado peruano realiza esfuerzos con el objetivo de incrementar el grado de electrificación rural del país, mediante la promoción de la inversión, la ejecución de proyectos, y mecanismos de subsidio para el desarrollo de estos. En los últimos años se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión principalmente por iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de generación eléctrica, el cual dio como resultado principalmente de la puesta en marcha del Proyecto Camisea en el 24, y de los incentivos otorgados por el Estado para promover su uso. Proyecciones económicas, industria. El Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), proyecta que la economía cierre el año con un crecimiento de 3.1% para el 214 (5.8% al ), mientras que para los siguientes dos años se estima un crecimiento de 5.5% y 6.3%, respectivamente; proyección que se fundamenta en la recuperación del sector minero y mejores expectativas de los agentes económicos. En ese sentido, dado la estrecha relación entre el crecimiento del PBI y la producción de energía eléctrica 5, el BCRP espera un comportamiento similar en el crecimiento del sector eléctrico. Transporte de Gas natural y Gasoducto del Sur peruano. Al 213, el 96.2% de la generación termoeléctrica usa gas natural, cuyo transporte está a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TgP) (único sistema existente). A pesar de las expansiones llevadas a cabo, la capacidad de TgP se encuentra totalmente contratada. La alta participación y dependencia de un único sistema de transporte es bastante riesgoso para asegurar el abastecimiento eficiente, por ello el Estado Peruano con el proyecto Gasoducto Sur Peruano espera que en el año 22 el gas natural del Proyecto Camisea llegue hasta las costas de Moquegua y Arequipa; la disponibilidad de gas natural en esta zona del Perú impulsaría las inversiones en centrales termoeléctricas. Calce de oferta y demanda y perspectivas. A corto plazo se observa un calce adecuado, no obstante, a largo plazo se podría presentar problemas derivados de sobrecargas en diversos sistemas de transmisión a partir del 22, por lo que la planificación en cuanto al sub sector de transmisión es primordial, de lo contrario los costos marginales se incrementarían considerablemente. En cuanto al sub sector de generación, es de resaltar que hay proyectos de generación comprometidos sólo hasta el 216, lo cual sumado al hecho de que se espera, dadas las elevadas razones de crecimiento de la demanda, que dichos proyectos sean de gran envergadura y por lo tanto tengan procesos de maduración de alrededor de 7 años o más, podría generarse un descalce entre la demanda oferta en el SEIN, lo que conllevaría a altos precios de energía. Entorno Económico Entorno Macroeconómico Durante los primeros nueve meses del año se ha presentado un comportamiento mundial desigual, con un crecimiento sostenido y pausado de la economía estadounidense, un estancamiento de la zona del euro, una ralentización de la actividad en China y una desaceleración en Japón. En ese sentido, la Perspectiva de la Economía Mundial por parte del Fondo Monetario Internacional (FMI) para el 214 se ubicó en 3.3%; es decir,.4 puntos porcentuales por debajo de los proyectado previamente. En la misma línea, la proyección para el 215 se redujo a 3.8% desde el 4.% estimado con anterioridad. El reporte menciona que la recuperación mundial es frágil aún con mejoras en las perspectivas, a consecuencia de la moderación de la consolidación fiscal, una política monetaria activa y menores tenciones geopolíticas. 1 Macro región Centro: Ancash, Ucayali, Junín, Huánuco, Pasco y Huancavelica. 2 Macro región Lima: Lima y Callao. 3 Anuario Estadístico de Electricidad 213. Ministerio de Energía y Minas (MINEM). 4 Reporte de Inflación del BCRP octubre La variación mensual del PBI y variación mensual de la producción de energía electricidad presentan un coeficiente de correlación de.84 en el periodo comprendido entre diciembre 27 y septiembre 214, utilizando datos proporcionados por el Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).

2 El debilitamiento del crecimiento mundial estuvo influenciado por la economía China, la cual ha consignado un crecimiento en base al consumo interno con menor influencia de las exportaciones. El país asiático pronosticó un crecimiento de 7.5% para el 214, pero este nivel se redujo a 7.4% debido a los problemas de crédito interno principalmente. También, se han presentado retracciones en América Latina, especialmente Brasil; Rusia, a causa de la caída de la inversión y grandes salidas de capital influenciados por las tensiones con Ucrania; y la desaceleración de la economía de Japón. Las perspectivas de crecimiento favorables para el 215 presentan como catalizadores el repunte de las economías avanzadas (1.8% de crecimiento económico), en especial Estados Unidos (2.2%); así como los mercados emergentes (4.4%), como África subsahariana (5.1%) e India (5.6%). El Perú registró un crecimiento de 2.8% en el periodo enero-septiembre 214, menor a lo registrado en el mismo periodo del 213 (4.9%), explicado principalmente por el deterioro de los términos de intercambio causado fundamentalmente por menores precios internacionales de los metales que el Perú exporta, afectando de esta manera las exportaciones y la balanza comercial. Según el BCRP 6, la proyección del crecimiento del PBI al finalizar el año 214 sería de 3.1%, lo cual muestra una revisión a la baja respecto a lo anunciado en julio (4.4%) y en abril (5.5%), debido a la caída de la inversión privada ante un deterioro de las expectativas de los agentes económicos y menores exportaciones de productos tradicionales principalmente. INDICADORES PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS ANUAL 214 PROYECCIONES ANUAL* IT14 2T14 3T PBI (var. % real) 1.5% 8.45% 6.45% 5.95% 5.78% 5.13% 1.72% 1.75% 5.5% 6.3% PBI Electr & Agua 1.6% 8.12% 7.58% 5.82% 5.54% 5.69% 4.94% 4.48% 6.1% 6.3% PBI Minero (var. % real) -1.4% -4.9% -3.6% 2.8% 4.9% 4.9% -4.3% -2.7% 8.5% 1.8% PBI Construcción (var. % real) 6.1% 17.4% 3.% 15.1% 8.9% 5.5% -.6% -1.2% 7.% 7.5% Consumo Privado (var. % real) 2.8% 8.7% 6.% 6.1% 5.3% 5.2% 4.1% 4.% 4.7% 5.2% Remuneración Mínima Vital (S/.) Inflación (var. % IPC).2%.17%.39%.22% 2.86%.32%.6%.52% 1.5%-2.5% 1.5%-2.5% Tipo de cambio promedio (US$) %**.6%** Inversión Privada (S/. MM) 64,215 8,457 89,988 13,76 129,781 28,418 28,281 29, %*** 6.3%*** Inversión Pública (S/. MM) 2,977 24,747 22,667 27,466 31,823 5,43 6,76 8,61 8.8%*** 11.6%*** Exportaciones (US$ MM) 26,962 35,565 46,268 45,639 41,826 3,5 3,185 3,115 4,182 44,286 Importaciones (US$ MM) 21,11 28,815 36,967 41,113 42,191 3,617 2,969 3,37 41,84 44,588 *BCRP Reporte de Inflación Octubre 214 ** Var% TC nominal esperado *** Var% Inversión Fuente: MINEM-BCRP / Elaboración: PCR Entorno Energético La estructura de producción eléctrica peruana se concentra en centrales hidroeléctricas (5.14% 7 ) y termoeléctricas (49.14%), además se muestra una creciente participación de termoeléctricas (44% el 212 y 46% el 213) efecto de su mayor atractivo en costos consecuencia de la puesta en marcha en el 24 del proyecto Camisea. Asimismo, con la culminación del Gasoducto del Sur Peruano (que tiene plazo de finalización hasta el 219) se podrá transportar gas natural de Camisea a la zona sur del Perú, por lo que se espera aumenten los proyectos de centrales termoeléctricas en esta zona, de este modo se logrará descentralizar en parte la concentración de producción de electricidad de la zona centro, causado fundamentalmente por dificultades de transporte. Por otro lado, el consumo de energía se encuentra muy ligado al desarrollo de la economía, en el caso peruano, en mayor medida a las empresas mineras e industriales del hierro y el acero. Al tercer trimestre del 214, la energía consumida fue 31,888 GWh mayor en 5.38% respecto al mismo periodo del 213; en ese mismo periodo el PBI creció 2.8%. Además, PCR espera que para los años 215 y 216 la generación de energía crezca a un nivel mayor, dado los nuevos proyectos de extracción minera (Constancia, Toromocho y Cerro Verde) y mejores perspectivas para la economía peruana (5.5% para el 215 y 6.3% para el 216 según el BCRP). 16% 12% 8% 4% % VAR.% MENSUAL INTERANUAL GENERACIÓN ELÉCTRICA* VS PRODUCTO BRUTO INTERNO -4% '8 '9 '1 '11 '12 '13 '14 Producción de Electricidad *Destino el Mercado Eléctrico Fuente: INEI, BCRP. / Elaboración: PCR PBI sep 4, 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1, 5 PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA Y TERMOELÉCTRICA (EN GWh) 3T13 '9 '1 '11 '12 '13 '14 Hidroeléctrica Termoeléctrica Fuente: MINEM, COES, OSINERGMIN / Elaboración: PCR 3T14 sep 6 Reporte de Inflación Octubre 214: Panorama actual y proyecciones macroeconómicas BCRP 7 Generación de Energía despachada al SEIN entre enero y septiembre del 214. Fuente: COES 2

3 Análisis Cualitativo Marco Regulatorio A inicio de los noventa, el Gobierno inició una intensa promoción de la inversión privada mediante la privatización y concesión de los servicios públicos en el marco de una serie de reformas estructurales. Dentro del sector eléctrico, las reformas se centraron en reemplazar el monopolio estatal verticalmente integrado en todas sus etapas por un nuevo esquema con operadores privados; así, se promovió la competencia mediante la creación de un mercado de clientes libres. Adicionalmente, se crearon mecanismos específicos de regulación en cada segmento como costos auditados en la generación y combinaciones de tasa de retorno en la transmisión y distribución. Producto de la reestructuración iniciada por el Gobierno en el sector eléctrico, el Estado promulgó una serie de Leyes y Reglamentos con la finalidad de asegurar la eficiencia. Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento (Ley 25844, y D.S EM) Vigente a partir de 1992, establece como principio general la división de las actividades que conforman el sector eléctrico en tres pilares básicos: generación, transmisión y distribución, de forma tal que más de una actividad no pueda ser desarrollada por una misma empresa. Esta ley establece un régimen de libertad de precios para aquellos suministros que pueden desarrollarse de forma competitiva y un sistema de precios regulados para los suministros que por su naturaleza lo requieran. En diciembre 24, el Congreso aprobó las modificaciones a la LCE, entre las que destacan la periodicidad - anual, antes semestral-, y el horizonte temporal utilizados en la fijación de las tarifas proyección de 2 años para la oferta y demanda, antes 4 años-. Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica y Reglamento (Ley 28832, D.S EM) Establece como objetivos principales: (i) asegurar la suficiencia de generación eléctrica eficiente para reducir la exposición del sistema eléctrico peruano a la volatilidad de precios, al racionamiento prolongado por falta de energía y asegurar al consumidor final una tarifa competitiva; (ii) reducir la intervención administrativa en la determinación de precios de generación mediante soluciones de mercado; y (iii) propiciar competencia efectiva en el mercado de generación. Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado (Ley 29179) Establece que la demanda de potencia y energía que esté destinada al servicio público de electricidad y que no cuente con contratos de suministro de energía que la respalde deberá ser asumida por los generadores conforme al procedimiento que sea establecido por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Ley Antimonopolio y Antioligopolio en el Sector Eléctrico y su Reglamento (Ley 26876, D.S ITINCI) Establece que las concentraciones verticales iguales o mayores al 5% u horizontales iguales o mayores al 15%, en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica estarán sujetos a un procedimiento de autorización previa a fin de evitar concentraciones que afecten la libre competencia. Normas para la Promoción a la Inversión Privada El Estado ha promulgado diversos decretos y leyes con el fin de brindar estabilidad jurídica a inversiones extranjeras mediante el reconocimiento de garantías, promover la participación de inversiones en infraestructura de servicios públicos, mejorar la cobertura de os servicios eléctricos, garantizar la libertad de comercio exterior e interior, entre otros. Fondos Gubernamentales El Estado peruano realiza esfuerzos con el objetivo de incrementar el grado de electrificación rural del país, mediante la ejecución de proyectos, y mecanismos de subsidio para proyectos de electrificación rural. Entre las iniciativas destaca el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), creado en el año 21 mediante la Ley N 2751, el cual establece subsidios cruzados sobre las tarifas para el consumo mensual de ciertos usuarios, los cuales, dado su diseño, no afectan los ingresos de las empresas prestadoras de los servicios; y la creación de la unidad de Gerencia del Proyecto FONER, que otorga subsidios directos a los costos de inversión en proyectos de electrificación rural, con participación de empresas de distribución, Gobiernos Regionales y Locales y el Sector privado. Por otro lado, se da énfasis a la promoción de la inversión privada en electrificación rural, resaltando los esfuerzos de ProInversión y Gobiernos Regionales; en este sentido, la Dirección General de Electricidad del MINEM otorga Concesiones Eléctricas Rurales brindando prioridad a proyectos que requieran un menor porcentaje de subsidios del Estado, mayor compromiso de inversiones y menor tarifa eléctrica. Finalmente, es de mencionar el Fondo de Inclusión Social Energético (FISE), creado con la Ley N en abril 212, con el propósito de proporcionar energía menos contaminante a poblaciones vulnerables. Estructura del sector El sistema verticalmente integrado con el que contaba el sector antes de la década de los 9s que se caracterizaba por insuficientes inversiones, déficit, bajo coeficiente de electrificación, cortes, y racionamiento, se cambió por una nueva estructura, la cual mediante la separación de la cadena productiva, la apertura del mercado a la competencia y la introducción de la inversión privada, entre otros, logró un desarrollo significativo del sector. Actualmente, el mercado eléctrico peruano está compuesto por entidades normativas, reguladoras, y promotoras, tres subsistemas (generación, transmisión, y distribución), y consumidores finales (libres y regulados). 3

4 Dentro del segmento de generación eléctrica existen diversas tecnologías para abastecer energía, cuya eficiencia depende del tamaño de la demanda. Para el caso de la producción hidráulica, esta requiere una gran inversión, no obstante, sus costos operativos son bajos, por lo que es adecuado utilizar este tipo de centrales para abastecer una alta demanda de energía. La generación a base de combustibles, como diesel, petróleo, y gas natural, tiene menores costos de inversión, sin embargo presentan altos costos variables, por lo que es más eficiente utilizar este tipo de generación para cantidades menores. Esta característica de la generación conlleva a una combinación de tecnologías con el fin de optimizar costos. Por otro lado, el sistema de transmisión está compuesto por un conjunto de líneas cuya función es elevar o reducir la tensión con el fin de permitir interconexiones. El mencionado sistema está constituido por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el cual se constituyó en octubre 2, y abastece alrededor del 85% de la población. La mayor demanda de electricidad, y la oferta de generación deben ir de la mano con una mayor capacidad de transmisión con el fin de evitar congestiones, y brindar eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema. El tercer subsector del sistema es la distribución, mediante la cual la energía eléctrica es llevada desde las subestaciones hasta los consumidores finales. Cuando la energía eléctrica se transmite del generador al distribuidor, esta se reparte entre dos tipos de clientes, i) regulados, los cuales se caracterizan por una demanda máxima menor a 1 MW por suministro, y ascienden a 6.35 MM de usuarios, y ii) libres, categorizados de esta manera consumidores finales cuya demanda se encuentra por encima de 1 MW, por lo que pueden optar libremente si por ser clientes regulados o libres, los grandes usuarios suman 29, los cuales incluyen importantes complejos mineros, comerciales o industriales. Es de resaltar que para los mismos, los precios de carga y energía y otras condiciones de suministro de electricidad se negocian libremente. El proveedor puede ser una empresa de generación, de distribución o cualquier otro proveedor minorista COMPOSICIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO ProInversión MINEM Normativa-Concedente-Promotor INDECOPI Entidad rectora del Sector Energético y Minero. Vela por la promoción del desarrollo sostenible y competitivo asegurando el suministro de energía de forma eficaz y eficiente, y por el cumplimiento del marco legal. Conduce las políticas energéticas de mediano y largo plazo orientadas al uso óptimo de los recursos sin perjudicar al medio ambiente. Promueve la inversión privada para Promotor Inversión Privada Generadores COES Fiscalizador Libre Competencia Transmisores Comité de Operación Económica del Sistema (COES-SINAC). Organismo técnico cuya finalidad es la de coordinar la operación al mínimo costo, garantizando la seguridad y calidad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Está conformado por los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión cuyas instalaciones se encuentran interconectadas en el Sistema Nacional. Distribuidores OSINERGMIN Fiscalizador - Regulador Usuarios Libres Supervisión. Este sistema se encuentra conformado por i) OSINERGMIN, el cual fiscaliza, supervisa y regula las actividades realizadas por el sector energía, éste regula la tarifa y fija los distintos precios regulados del servicio eléctrico, ii)indecopi, encargado de regular la libre competencia, y iii) CTE (Comisión de Tarifas Eléctricas), la cual se encarga de fijar las tarifas, y pertenece al OSINERGMIN. Generadores. Encargados de producir y planificar la capacidad de abastecimiento de la energía. Es posible introducir competencia gracias al agotamiento temprano de las economías a escala y al avance tecnológico, el cual ha venido reduciendo las barreras a la entrada. Entre las características de la actividad eléctrica se encuentran la dificultad de almacenamiento, el patrón cambiante de la demanda que se presentan en el día, elevados riesgos operacionales, entre otros. Transmisores. Presenta economías de alcance sobretodo en el diseño de las instalaciones por lo que tiene características de monopolio natural, razón por la cual esta sujeta a regulación. La finalidad de esta actividad es lograr la transferencia de energía en niveles de muy alta, alta y media tensión desde las generadoras hacia los distribuidores. El sistema de transmisión está conformado por un conjunto de líneas que elevan o reducen la tensión para permitir las interconexiones. Es necesario contar con un ente que integre en cada momento las actividades de generación y de transmisión. Distribuidores. Encargados de recibir energía de las generadoras o transmisoras y llevarlas hacia el usuario final. Las líneas de distribución operan a menor voltaje que la línea de transmisión, a través de redes de media y baja tensión. Al igual que la actividad de transmisión, la distribución está caracterizada por ser un monopolio natural debido a que presenta economías de alcance y de densidad. Fuente: Red de Energía del Perú S.A., OSINERGMIN / Elaboración: PCR Es de mencionar que el objetivo del COES 8 es principalmente la minimización de costos, por lo cual se encarga de coordinar la demanda y la oferta. El Comité llama a producir a las generadoras en orden de prioridad según sus costos, empezando por aquellas que presenten los más bajos hasta cubrir la demanda en cada momento del día. De lo anterior, se infiere que los generadores no deciden cuándo ni cuanta energía producir, dado que deben recibir indicaciones del COES para el despacho de la misma. Luego de 8 Conformado por todos los agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores, y Usuarios Libres) 4

5 esta indicación, la producción ingresa a un pool de energía, con el fin de ser entregada a distribuidores y clientes libres, por lo que se infiere también que las empresas generadoras no tienen conocimiento a qué distribuidor o cliente va dirigida la energía que produjeron, mientras que las distribuidoras no tienen conocimiento de la potencia recibida y del proveedor de energía. Independientemente de lo que ocurra en el mercado físico, los compromisos de pago pactados en los contratos deben cumplirse. ESQUEMA DE LA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA Empresas Generadoras Empresa Transmisora Empresas Distribuidoras Clientes Finales Central Generadora Red de Transporte Cliente Industrial Cliente Residencial Estación Elevadora Subestación de Transformación Estación Transf. de distución Centro de Transformación Fuente: MINEM / Elaboración: PCR Fijación de tarifas eléctricas El sector eléctrico se encuentra dividido entre el mercado regulado, y el mercado libre, este último caracterizado por competencia entre generadores y distribuidores. Los mecanismos de determinación de precios en ambos mercados difieren. Para el primero, la formación de tarifas responde a precio firmes, y precios en barra 9, mientras que para el segundo, sus precios son determinados básicamente por precios libres y precios firmes 1, no obstante, en ambos casos las tarifas de transmisión y distribución se encuentran reguladas. Sobre la tarifa eléctrica regulada, esta es fijada periódicamente por OSINERGMIN, de acuerdo con los criterios, las metodologías y los modelos económicos establecidos en la LCE y su Reglamento. COMPONENTES DE TARIFA ELÉCTRICA Generación Transmisión Distribución Precio Potencia Precio Energía Ing, Tarifario Peaje Unitario Costos usuario Pérdidas de energía y potencia Costo de Inversión en una unidad TG ciclo simple Oferta y Demanda Garant. Red Principal Camisea Cargas adicionales Operación y Mantenimiento Remunera los costos variables Remunera los costos fijos Monto a transferir por parte de generadores a ltransmisores Costo de servicio de transmisión pagado por consumidores Independiente al consumo, incluye lectura del medidor, factura, etc. Pérdidas estándares, se producen eficientemente (técnicas) Monto para concesionarios de Red principal de Camisea Transp. Gas Natural, Seg. de suministro, Gener y Costo Var. Adic, Retiros sin contratos Fuente: OSINERGMIN / Elaboración: PCR Porcentaje de costos de inversión. Fijado por OSINERGMIN La tarifa máxima aplicada a usuarios regulados tiene tres componentes, los precios a nivel de generación, los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes y el Valor Agregado de Distribución. Dichos componentes son calculados para cada Sector de Distribución Típica, mediante estudios de costos encargados por las concesionarias de distribución a consultoras precalificadas por la Comisión de Tarifas de Energía, en estos estudios se debe considerar criterios de eficiencia de inversiones y gestión de un concesionario que opera en el país; adicionalmente, OSINERGMIN realiza un estudio paralelo. Los costos de generación, transmisión y distribución se determina tomando en cuenta una empresa de modelo eficiente, la cual considera i) costos asociados al usuario, independientemente de su demanda de potencia y energía, ii) pérdidas estándares de distribución en potencia y energía, y iii) costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados a distribución, por unidad de potencia suministrada. Para el cálculo del precio de energía se toma en cuenta i) precio de combustibles 11, ii) escenarios de hidrología, iii) situación de embalses, iv) tasa de actualización, v) plan de obras, vi) costo de racionamiento, y vii) proyección de demanda. Luego de tomar en cuenta dichas variables, se valoriza la energía consumida en distintas horas del día, calculándose así el precio de energía para los bloques de punta y fuera de punta, en función a los costos marginales y la demanda; las cifras luego son ponderadas por la cantidad de horas de cada bloque y se obtiene el precio básico de la energía. Para el cálculo del precio de potencia, se utiliza la anualidad de la inversión de la última central que es llamada a producir, conocida como central marginal. Adicionalmente se calcula el costo fijo anual 9 La energía adicional adquirida por empresas de distribución es valorizada a precios en barra 1 Precios resultantes de las subastas o licitaciones realizadas por empresas de distribución, bajo la supervisión de OSINERGMIN, con el fin de adquirir energía de empresas generadoras y cubrir las necesidades de los consumidores finales. 11 El cual es declarado una vez al año 5

6 de operación y mantenimiento, asimismo, se toma en cuenta la potencia efectiva, la tasa de indisponibilidad, tipo, tamaño y ubicación de la central. El precio de generación se fija anualmente y entran en vigencia en el mes de mayo de cada año. La suma de la tarifa de generación y los peajes de transmisión (del Sistema Principal) 12 se conoce como tarifa en barra. Antes de ser aprobado el precio en barra, se verifica que la diferencia entre el mismo y el promedio ponderado de los precios firmes o libres resulte menor al 1%, si resulte mayor al 1% se realiza ajustes al precio básico de potencia con el fin de alcanzar la diferencia objetivo. La tarifa para en SPT se fija cada año, en el mes de mayo. Por último, la tarifa de distribución es fijada cada cuatro años en el mes de noviembre (última actualización vigente noviembre 213). Entre los principales factores a tomar en cuenta para el cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD), se encuentran i) Inversiones, ii) costos de explotación, iii) compra, venta y balance de energía y potencia, iv) Valor Nuevo de Reemplazo de un Sistema Económicamente Adaptado (red óptima), entre otros. Luego de su fijación cada cuatro años, las tarifas de distribución no se mantienen estáticas, sino se actualizan incluyendo las variaciones de los precios de combustibles, del IPM, el tipo de cambio, y de la tasa de aranceles de productos importados. El funcionamiento de la determinación de las tarifas, expone a las empresas de energía a la variación de los precios de combustibles, así como a la volatilidad del tipo de cambio. Contratos Acorde con la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, las ventas de empresas generadoras a distribuidoras se deben efectuar mediante i) contratos sin licitación, cuyos precios no pueden superar los que se encuentran en barra (Regulados), y ii) contratos con licitación, cuya tarifa no puede superar el precio máximo de reserva fijado por OSINERGMIN. Las empresas de distribución deben mantener contratos que garanticen los requerimientos de potencia y energía por un mínimo de 24 meses. Asimismo, la Ley promueve la convocatoria anticipada de licitaciones mediante la autorización a la incorporación de un cargo adicional al precio regulado, el cual será proporcional a los años de anticipación, no obstante se establece un límite de 3% con respecto al precio resultante del concurso. TIPO DE LICITACIONES DE CONTRATOS DE SUMINISTRO Tipo Plazo contractual Convocatoria Cant. a contratar Objetivo Larga Duración 13 Entre 5 y 2 años 14 Hasta 1% Contratar crecimiento estimado Mediana Duración Hasta 5 años Anticipada al menos 3 años Hasta 25% Contratar desajustes detectados Corta Duración Def. por OSINERGMIN Hasta 1% Contratar desajustes no previstos Fuente: OSINERGMIN / Elaboración: PCR Los contratos de larga y mediana duración tienen como objetivo fomentar las inversiones, mientras que las de corta longitud tienen como fin cubrir errores en las estimaciones de demanda, además de enviar señales de escasez a clientes finales, dado que los precios de las nuevas licitaciones se van incorporando en los precios firmes. La introducción de las licitaciones se llevó a cabo en julio 26, con lo cual se reduce la intervención del Estado, a fin que el mercado brinde las señales para el correcto funcionamiento del sector. Análisis Cuantitativo Evolución de la generación La composición de la matriz energética se ha mantenido estable a lo largo de los años, centrándose en la generación hidroeléctrica y termoeléctrica, no obstante, a partir de agosto 212 se observa la aparición de energía eólica y a partir de abril 214 de generación solar, aunque estas representan aún una parte mínima de la producción total (.27% y.45% de la producción nacional entre enero y septiembre 214 respectivamente). Es de mencionar los esfuerzos del Estado peruano con el fin de incentivar la generación con fuentes renovables no convencionales (i.e. D.L , y su Reglamento D.S EM), y las subastas de Recursos energéticos. Asimismo, es de resaltar la Ley N para sistemas aislados rurales,-no conectados al SEIN-, que tiene como finalidad promover el uso de energías renovables para electrificación en zonas rurales, aisladas y de frontera. La generación eléctrica ha tenido un promedio de crecimiento de 6.5% para el periodo , observándose una desaceleración del crecimiento en línea con la ralentización de crecimiento del PBI peruano, por lo que a pesar de la entrada de dos centrales de ciclo combinado en el año 212, disminuyó el crecimiento en casi 3 pp. Actualmente, se encuentran en funcionamiento tres centrales de ciclo combinado (12.65% del total de generación y 25.38% de la generación térmica en los primeros 9 meses del año 214), pertenecientes a Edegel, - inicio de operaciones en el año 26-, Kallpa, y Chilca,-ambas iniciaron operaciones en el año Las centrales de ciclo combinado, a pesar de requerir una mayor inversión, son más 12 Es común a todos los generadores y permite el libre intercambio y comercialización de energía 13 Los contratos de larga duración no pueden ser modificados a menos que se cuente con la autorización de OSINERGMIN. 14 El amplio plazo se da como consecuencia de posibilitar la participación de nuevos generadores eléctricos 15 Ley de Promoción de la Inversión en Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables. 16 Ley de Promoción y Utilización de Recursos Energéticos Renovables no Convencionales en Zonas Rurales, Aisladas y de Frontera del País. 6

7 ene-7 abr-7 jul-7 oct-7 ene-8 abr-8 jul-8 oct-8 ene-9 abr-9 jul-9 oct-9 ene-1 abr-1 jul-1 oct-1 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11 ene-12 abr-12 jul-12 oct-12 ene-13 abr-13 jul-13 oct-13 ene-14 abr-14 jul-14 oct-14 eficientes debido a la recuperación térmica que se logra en el mismo. Otro factor resaltante que ha impulsado la generación a lo largo de los años es el incremento del grado de electrificación del país, gracias en gran parte a los esfuerzos del estado en cuanto a electrificación rural, es así que para el año 213 el indicador fue de 88.5%. La producción de energía en plantas térmicas es hasta cuatro veces más costosa que la generada en centrales hidroeléctricas 17, dado que en las primeras el costo de combustibles 18 incrementa considerablemente sus costos variables, por lo que en el sistema eléctrico, el cual se rige por el menor costo, se da prioridad a las hidroeléctricas hasta su capacidad máxima, luego se da paso a la generación térmica. No obstante, la participación de ambos tipos de energía varía durante el año producto del ciclo hidrológico, el cual abarca los meses de noviembre a mayo, y está compuesto por un periodo de avenida 19, seguido del estiaje 2. 1% COMPOSICIÓN DE MATRIZ ENERGÉTICA Y EVOLUCIÓN DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (GWh) 4, 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% Estiaje Avenida Estiaje Avenida Avenida Estiaje Estiaje Avenida Avenida Avenida Avenida Estiaje Estiaje Estiaje Estiaje 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1, 5 Eólica Solar Térmica Hidráulica Generación % Fuente: COES / Elaboración: PCR No obstante, si bien se espera un crecimiento por debajo del promedio, las cifras para los siguientes dos años tendrán un mejor desempeño en contraste con el 214. Entre las tendencias del subsector de generación, se encuentra el mayor uso de gas natural 21 como insumo para la generación termoeléctrica, dado que es una fuente más barata, y ambientalmente amigable, en adición ayuda al objetivo de diversificación de fuentes energéticas. Principales generadores Respecto a la producción de electricidad, en los primeros nueves meses del año 214, los principales generadores de electricidad por grupo económico fueron i) el Estado (23.65% del total), a través Electroperú (16.39% del total), Egasa (3.13% del total), San Gabán (1.91% del total), Egemsa (1.58% del total) y Egesur (.63% del total), ii) el Grupo Endesa (22.32% del total), a través de Edegel (19.21% del total), Chinango (2.16% del total) y Empresa Eléctrica de Piura (.96% del total), iii) Enersur (16.92% del total), y iv) Kallpa Generación (14.93% del total). Cabe resaltar que las generadoras que tuvieron un incremento en su producción fueron Empresa Eléctrica de Piura ( %), Kalla Generación (+11.85%), Edegel (+7.39) y San Gabán (+.98%); mientras que las demás empresas generadoras mencionadas anteriormente presentaron una reducción en su producción. Es de mencionar que Lima concentra el 41.6% del total de consumo de energía eléctrica, resaltando que el 31.3% de la población se ubica en la capital. El consumo promedio de energía per cápita fue de 1,352.7 KWh/hab, resaltando que el mayor consumo de energía per cápita sigue siendo el de Moquegua (1,493.6 KWh/hab) en línea con su PBI per cápita (S/.51,293/hab) que se mantiene en el primer lugar. Por otro lado, es importante resaltar que se observa una elevada concentración de producción de energía en el centro del país (75.2% al 213), lo cual incrementa el riesgo de abastecimiento, en caso de desastres naturales. Es de mencionar que Electroperú cuenta con la central hidroeléctrica Mantaro, la central más grande e importante de Perú, la cual representa por sí sola alrededor del 12.7% del total de la generación del país en los primeros nueves meses del año 214 (le siguen las generadoras Kallpa TV con 5.% y Chilca-TV con 4.9%). La central, ubicada en Huancavelica, fue inaugurada en el año 1973, en el cual inició operaciones con 3 turbinas, y posteriormente en el año 1979, se añadieron 4 turbinas adicionales. De acuerdo con el Plan Multianual de Proyectos de Inversión de Electroperú, figura la construcción del Segundo Túnel del Complejo Hidroeléctrico Mantaro, lo cual facilitará la construcción de la C.H. Mollepata, la cual tendría una potencia de 592 MW. 17 Existen dos tipos i) de pasada, sólo aprovecha el movimiento del caudal, ii) de embalse, se beneficia también de la creación de una represa. 18 El precio de Gas Natural en Boca de Pozo tiene un precio fijo máximo de 1 USD/MMBTU determinado en el Contrato de Licencia de explotación del Lote 88 de Camisea para los generadores eléctricos. 19 Frecuentes precipitaciones, lo cual eleva el caudal de los ríos. 2 Escasas precipitaciones 21 Ley Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural (Ley 27133), y su Reglamento D.S. N 4-99-EM 7

8 POTENCIA EFECTIVA (PE) PRINCIPALES GENERADORES Grupo Empresa PE (MW) % Estado Electroperú % Egasa % San Gabán % Egemsa % Egesur % Total Estado 1, % Endesa Edegel 1, % Chinango % Emp. Eléctrica de Piura % Total Endesa 1, % Enersur 1, % Kalllpa % EVOLUCIÓN POTENCIA EFECTIVA (PE) Y POTENCIA INSTALADA (PI) EN MWh 8, 7, 6, 5, Var% Prom 3.6% 4, 3, 2, 1, Hidráulica PE Hidráulica PI *Sin tomar en cuenta la baja variación del 21 (.6%) el promedio sería de 11.6% Fuente: OSINERGMIN-MINEM / Elaboración: PCR Térmica PE Térmica PI Evolución de transmisión En el Perú, la transmisión de energía eléctrica se efectúa mediante el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SS. AA.). Según el Anuario Estadístico de Electricidad del MINEM del año 213 ambos sistemas reúnen un total de km de líneas de transmisión, con niveles de tensión superiores a 3 kv. Al cierre del año 213, las empresas concesionarias que desarrollan como actividad principal la transmisión eléctrica ascienden a nueve. Red de Energía del Perú S.A. (REP S.A.) que dispone de km (24% del total nacional); Consorcio Transmantaro S.A. con 9%, Abengoa Transmisión Norte S.A. con 5% y Red Eléctrica del Sur.S.A., Eteselva S.R.L., Interconexión Eléctrica ISA Perú, Consorcio Energético Huancavelica y Etenorte E.I.R.L. con 2% cada una, totalizando una longitud de km de líneas (48% del total nacional) para este grupo, el restante 52% corresponde a Empresas del Mercado Eléctrico y de uso propio. La longitud de las líneas representativas del SEIN en los últimos años se mantuvo relativamente constante, no obstante al año 213 se observa un fuerte incremento (+82.9%), consecuencia principalmente de la licitación de 11 nuevas líneas (seis adjudicadas por REP S.A., y 2 por Transmantaro S.A.), y en menor medida la ampliación de líneas existentes. Evolución de distribución Las principales empresas de distribución de energía eléctrica que destacan por la cantidad de clientes a los que atienden, y esta son: Edelnor con 2.38% de participación, Luz del Sur con 15.59%, Hidrandina con 11.57%, Electrocentro con 1.39%, Electro Sur Este con 6.7%, Electronorte con 6.49% y las demás (17 empresas) con 28.88%. A septiembre 214, las empresas distribuidoras de electricidad atendieron aproximadamente a 6.35 millones de clientes regulados (6.7 millones a septiembre 213) y 29 clientes libres (284 a septiembre 213). EVOLUCIÓN VENTA Y FACTURACIÓN POR SECTOR ECONÓMICO GWh 39, Industrial Comercial 32,5 Residencial Alumbrado Público 26, Facturación Millones USD 3,9 3,25 2,6 EVOLUCIÓN VENTA Y FACTURACIÓN DE CLIENTES FINALES GWh Millones USD 24, Regulado GWh Libre GWh 3, 2, Regulado USD Libre USD 2,5 16, 2, 19,5 1,95 12, 1,5 13, 1,3 8, 1, 6,5 65 4, 5 Fuente: MINEM / Elaboración: PCR Tarifa eléctrica Las tarifas eléctricas presentan una tendencia creciente ininterrumpida desde el año 28, el cual se sustenta en el incremento tanto de los precios libres como regulados. Es de resaltar que durante el año 214, el precio de transmisión se incrementó como consecuencia del ingreso de nuevas empresas, asimismo, a partir del año 215, las tarifas eléctricas se incrementarán en 1% de forma anual hasta el año 22 con el fin de crear un fondo para financiar la construcción del Gasoducto Peruano. El sector industrial es típicamente el que tiene el menor precio (7.5 cent USD / KWh al 213), en parte debido a que se encuentran las empresas más grandes y contratan en forma directa con las generadoras a precios más favorables; en segundo lugar se ubica el sector comercial (1.9 cent USD / KWh al 213), alumbrado público (13.3 cent USD / KWh al 213), y finalmente el sector residencial (14.2 cent USD / KWh al 213). Por otro lado, el precio medio de energía muestra un incremento de +2.8% desde el 28, creciendo en promedio +3.9% anualmente. El sector que experimento el mayor incremento de su tarifa eléctrica fue el residencial (+25.7%, +4.7% promedio anual) 8

9 seguido del sector alumbrado público (+24.3%, +4.4% promedio anual), del sector comercial (+22.7%, +4.2% promedio anual), y por último el industrial (+12.7%, +2.4% promedio anual). Cabe resaltar que a nivel internacional, las tarifas del mercado eléctrico peruano se encuentran muy por debajo del promedio de países latinoamericanos, centroamericanos y México; es así que, la tarifa promedio para el sector residencial fue de 13.6 cent USD / KWh (Perú se encuentra en el puesto 7 de 15 países), 14.1 cent USD / KWh para el sector comercial (Perú, puesto 5) y 1.9 cent USD / KWh para la industria (Perú, puesto 5). La competitividad del Perú, en cuanto a las tarifas eléctricas, se debe a la gran concentración de centrales hidroeléctricas en su matriz eléctrica, además a los bajos costos del gas natural usado en el 96.2% de las centrales termoeléctricas. EVOLUCIÓN DE TARIFA POR TIPO DE MERCADO Cent. USD / KWh EVOLUCIÓN DE TARIFA TOTAL Y PRINCIPALES FACTORES DE AJUSTE Cent. USD / KWh, Var%, TC Precio Combustibles Total Distribuidoras - Libre Regulado Generadoras - Libre Fuente: MINEM / Elaboración: PCR Tarifa Total TC prom Inflación P. Combustibles El cuanto al precio medio por nivel de tensión, haciendo distinción entre el mercado libre y regulado muestra considerables diferencias, para el año 213, el nivel de Muy Alta Tensión (MAT) para el mercado libre fue de 6.89 cent USD / KWh, mientras que para el regulado fue de 7.87 cent USD / KWh; Alta Tensión (AT) fue de 6.3 cent USD / KWh para el primero y 8.71 cent USD / KWh para el segundo; Media Tensión (MT), 7.88 cent USD / KWh para el mercado libre y 8.71 cent USD / KWh para regulado; finalmente, el nivel de Baja Tensión (BT) no existe para el mercado libre, mientras que para el mercado regulado fue de cent USD / KWh. En promedio, la tarifa regulada fue mayor en 5.22 cent USD / KWh. Al 213, el precio medio de distribuidoras fue de cent USD / KWh (+27% mayor a lo presentado en el 212), resaltando que las empresas con mayor tarifa fueron Servicios Eléctricos Rioja S.A. (2.31 cent USD / KWh), y Empresa Distribuidora y Comercializadora de Electricidad San Ramón de Pangoa S.A. (2.7 cent USD / KWh), mientras que las empresas con menores tarifas fueron Empresa de Interés Local Hidroeléctrica Chacas S.A. (9. cent USD / KWh), y Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C. (9.36 cent USD / KWh). Costo marginal La estacionalidad presentada por las centrales hidroeléctricas se refleja en el costo marginal, resaltando el año 28, en el cual se observan costos anormalmente altos debido a la reducción de dicho tipo de generación y consecuentemente el mayor uso de unidades termoeléctricas que consumen diesel 2, residual, carbón, y gas natural. Al cierre del 213, el costo marginal promedio fue de USD 26.5 KWh, nivel inferior al presentado en periodos anteriores, a excepción de los años 29 y 21. Pérdidas de energía En la transmisión eléctrica se generan pérdidas de energía, conocidas como pérdidas técnicas (62.4% del total de pérdidas del 213), las cuales si bien no pueden reducirse por completo, pueden minimizarse, dado que se generan como consecuencia de i) el calentamiento de los conductores o líneas de transmisión, ii) densidad de corriente eléctrica, y iii) la resistencia eléctrica. EVOLUCIÓN DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA EVOLUCIÓN DE PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA GWh 42, 35, GWh 6, 5, Pérdidas de Distribución (%) 28, 21, 14, 4, 3, 2, , 1, Generación Pérdidas Transmisión Pérdidas Distribución Pérdida Total Fuente: MINEM / Elaboración: PCR Por el lado de las pérdidas de distribución o no técnicas (37.6% del total de pérdidas del 213), estas muestran un claro comportamiento decreciente, en línea con un mayor control dado que estas se derivan de robos, deficiencias de infraestructura, 9

10 gestión de compra, facturación, entre otros. Es de mencionar que la mayor parte de las pérdidas se generan en el nivel de Muy alta Tensión (46.64% del total al 213), seguido de Baja tensión (25.74% del total), Mediana Tensión (15.19% del total) y Alta Tensión (12.42% del Total). Las pérdidas son reconocidas en la tarifa por la gerencia adjunta de regulación tarifaria (GART) del OSINERGMIN, el cual reconoce un nivel de pérdidas de 9.2% al 213 en la tarifa ventas. El mencionado porcentaje se incluye en la tarifa de distribución. El objetivo es la reducción de las pérdidas técnicas a un nivel óptimo, y reducir a % las pérdidas no técnicas. Proyectos de inversión Se observa el crecimiento exponencial de proyectos de inversión principalmente por iniciativa privada y dentro de estos en el subsector de generación eléctrica, el cual se dio como resultado principalmente de la puesta en marcha de Camisea en el 24, y de los incentivos otorgados por el Estado para promover su uso. Asimismo, con el desarrollo del Gasoducto del Sur Peruano se podrá transportar el gas natural a la zona sur, por lo que se espera aumenten los proyectos de centrales termoeléctricas en esta zona del Perú, de este modo se logrará descentralizar en parte la concentración de producción de electricidad de la zona centro, causado fundamentalmente por dificultades de transporte. Con el objetivo de incrementar la potencia efectiva del parque generador (oferta de energía eléctrica), la capacidad y el alcance de las redes de transmisión se estima una inversión privada para el periodo por un monto aproximado de US$5,757 MM 22. Algunos de estos proyectos son: Central Hidroeléctrica de Molloco, Central Térmica de Quillabamba, Línea de Transmisión 22 KV Moyobamba-Iquitos y Línea de Transmisión 5 KV Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo. Es de mencionar que al 213 el 96.2% de la generación de las centrales térmicas usa gas natural, por lo cual es importante considerar que el transporte del mismo está a cargo de Transportadora de Gas Natural del Perú (TgP), y es el único sistema de transporte de dicho combustible, cuya capacidad, a pesar de sus dos ampliaciones, -la primera en el 29, y la segunda en el 21-, se encuentra totalmente contratada. Es así que se observa un alto grado de dependencia del gas natural, lo cual es bastante riesgoso, no obstante, se ha iniciado una nueva expansión del gasoducto, la cual estará culminada para el año 215. Conclusiones y Perspectivas El Plan estratégico Energético Nacional , elaborado por la Dirección General de Eficiencia Energética del Ministerio de Energía y Minas, estima que dentro del periodo mencionado, el consumo de energía tenga un comportamiento creciente en línea con el desempeño de la economía, - el Plan contempla dos escenarios, uno bajo un crecimiento de 4.5% (Demanda de 9,5 MW) y otro de 6.5% (Demanda de 12,3 MW)-, el aumento de la población y la ampliación de la cobertura energética. Asimismo, el crecimiento se apoyará en la ejecución de proyectos mineros e industriales, además del desarrollo de las principales ciudades del país. En cuanto a las fuentes de generación se enfatiza la mayor producción hidroeléctrica, resaltando la incorporación de 2, MW al 218, los cuales se encuentran en actual construcción, además de 1,2 MW entre los años 22 y 221. Así mismo se espera un incremento de la participación de fuentes de energía renovables no convencionales, resaltando la realización de subastas, y el mayor uso de gas natural para la generación térmica. La mayor participación de la generación termoeléctrica con turbinas en ciclo simple de gas natural y con centrales de ciclo combinado en el sur del país consolidará la descentralización de la generación energética. Por otro lado se buscará incrementar la eficiencia energética, traducido en una mayor competitividad del sector, menores impactos ambientales y un mejor acceso a la energía. Es de resaltar el énfasis en la reducción de costos y gastos operativos, lo cual se logra reduciendo el consumo final de electricidad y diesel, mediante el uso de tecnologías más eficientes. Asimismo, se espera que Perú pueda convertirse en un Hub energético, y pueda luego de abastecer la demanda interna, exportar energía. Esto se verá apoyado en los proyectos de integración energética con Ecuador, Brasil, Colombia y Bolivia. El Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN para el periodo , evidencia que en el corto plazo ( ), el sistema no presenta restricciones de suministro de energía, basado en distintos escenarios utilizados, se concluye que se presentarán sobrecargas en diversos sistemas de transmisión a partir del 22, por lo que la planificación en cuanto al sub sector de transmisión es primordial, de lo contrario los costos marginales se incrementarían considerablemente. En cuanto al sub sector de generación, es de resaltar que hay proyectos de generación comprometidos sólo hasta el 216, lo cual sumado al hecho de que se espera, dadas las elevadas razones de crecimiento de la demanda, que dichos proyectos sean de gran envergadura y por lo tanto tengan procesos de maduración de alrededor de 7 años o más, podría generarse un descalce entre la demanda oferta en el SEIN, lo que conllevaría a altos precios de energía. 22 Fuente: Reporte de Inflación Octubre 214. BCRP 1