SECTOR ELÉCTRICO PERUANO

Transcripción

1 SECTOR ELÉCTRICO PERUANO Junio, 2013

2 EL PBI Y EL SECTOR

3 Muy alta correlación entre sí PBI real y Subsector Eléctrico 00T1 00T3 01T1 01T3 02T1 02T3 03T1 03T3 04T1 04T3 05T1 05T3 06T1 06T3 07T1 07T3 08T1 08T3 09T1 09T3 10T1 10T3 11T1 11T3 12T1 12T3 13T1 PBI real Electricidad y agua Fuente: BCRP

4 mayor PBI acompañado por la máxima demanda MW 6,000 Máxima Demanda vs PBI MM S/. 300,000 5, ,000 4, ,000 3, ,000 2, ,000 1,000 50, PBI Nominal MW (*) T: Anualizado Fuente: BCRP

5 Así funciona el sector eléctrico peruano PRECIO LIBRE PRECIO DE BARRA PRECIO DE BARRA C O E S Precio-Costo Marginal de Generación Empresa de Transmisión PRECIO LIBRE PRECIO LIBRE CLIENTES FINALES MAYORES A 1000 KW (MERCADO LIBRE) CLIENTES FINALES DEL SERVICIO PUBLICO (MERCADO REGULADO) PRECIO LIBRE PRECIO LIBRE PRECIO LIBRE PRECIO DE BARRA EMPRESA DE GENERACIÓN OSINERG Ministerio de Energía y Minas EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Fuente: Electroperú

6 GENERACIÓN

7 Cómo estuvimos, cómo estamos y adónde vamos? 12,000 MW Potencia efectiva +52% (e) 10,792 10, ,000 6, % 7,117 4,336 4,000 2,000 - Fuente: COES

8 comenzó la inclusión de nuevas tecnologías Potencia efectiva 2012 Solar 1% Térmica 55% Hidro 44% Fuente: COES

9 potencia efectiva por empresa CELEPSA 3% SN Power 4% Resto 15% Edegel 21% EGASA 4% Duke 9% Enersur 17% Kallpa 12% Electroperú 15% Fuente: COES

10 Creció la generación y el número de empresas 40, GWh 40 35, , , , , , , May-12 May-13 0 Térmica Hidráulica N empresas Fuente: COES

11 generación por empresa 2012 CELEPSA, 3% EGASA, 3% SN POWER, 5% Resto, 12% EDEGEL, 23% DUKE, 7% KALLPA, 11% ELECTROPERU, 20% ENERSUR,, 15% Fuente: COES

12 Evolución del precio spot Evolución Costo Marginal y Tarifa en Barra mar-06 jun-06 sep-06 dic-06 mar-07 jun-07 sep-07 dic-07 mar-08 jun-08 sep-08 dic-08 mar-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 Set-10 dic-10 mar-11 jun-11 sep-11 dic-11 mar-12 jun-12 sep-12 dic-12 T. BARRA ($./MWh) CMGH ($./MWh) Fuente: COES

13 TRANSMISIÓN

14 el Perú en redes eléctricas Fuente: COES

15 El centro exporta energía al norte y al sur Energía Total Transmitida 40,909 MWh Norte: 5,597 MWh Centro: 30,966 MWh Sur: 4,346 MWh Fuente: COES

16 Incremento de las pérdidas durante el 2012 Pérdidas en el Sistema Principal de Transmisión % 2.3% 2.3% 2.1% 18% 1.8% 1.9% 1.9% 2.2% 2.1% 2.2% 2.7% 29% 2.9% 4.3% Fuente: COES

17 pese al mayor crecimiento en las L.T. KM Longitud del Sistema de Transmisión 25,000 21,972 22,952 20,000 15,000 13,065 13,889 10,000 9,737 10,016 10,086 10,608 5, kv 220kV 138kV < 69kV * Fuente: COES *Incluye líneas de transmisión de las empresas distribuidoras y libres integrantes y no integrantes

18 Según participación en el sistema ETESELVA, 5% CONENHUA, 2% ETENORTE, 5% Abengoa Transmisión Norte, 8% ISA, 5% REDESUR, 6% Red de Energía del Perú, 58% Consorcio Transmantaro, 11% Fuente: MINEM

19 DISTRIBUCIÓN

20 Las dos principales cubren más del 50%... Cía Por Activos En Ventas 1 Luz del Sur 23.80% 28.54% 2 Edelnor 23.07% 29.24% 3 Hidrandina 10.26% 7.62% 4 Electrocentro 6.87% 3.95% 5 Electro Oriente 5.86% 4.36% 6 Electro Sur Este 5.62% 3.16% 7 Electronoroeste 4.30% 4.93% 8 Adinelsa 366% 3.66% 085% 0.85% 9 Electronorte 3.48% 3.84% 10 Seal 3.29% 4.37% 11 Electro Dunas 3.10% 3.16% 12 Electro Puno 246% 2.46% 163% 1.63% 13 Electro Ucayali 1.55% 1.16% 14 Electrosur 1.54% 1.65% 15 Edecañete 0.68% 0.38% 16 Coelsivac 0.35% 0.86% 17 Emseusa 0.06% 0.07% 18 Electro Tocache 0.04% 0.19% 19 Sersa 0.01% 0.05% Total (S/ ) 12,145,693 7,167,896 Fuente: Osinergmin 57.78%

21 se ha avanzado mucho Pérdidas de Energía en Distribución 25% 21.9% 20% 15% 10% 9.0% 5% 0% 7.9% Fuente: Osinergmin

22 Las empresas privadas lideran este esfuerzo Pérdidas Reales por Distribuidora (2012) Luz del Sur Ede-Chancay Edelnor Electrosur Electro Dunas Seal Electro Oriente Electro Puno Hidrandina Electrocentro Electronoroeste Electronorte Electro Ucayali Sersa Edecañete Electro Sur Este 5.7% 7.4% 7.4% 7.8% 8.0% 8.1% 9.7% 10.9% 11.0% 11.0% 11.0% 11.4% 11.9% 11.9% 12.0% 12.1% 1% Fuente: Osinergmin

23 Qué valoramos nosotros?

24 Aspectos Cualitativos Servicio de primera necesidad Marco regulatorio a veces estable Grupo económico y solvencia del accionista Monopolio natural (transmisión y distribución) Experiencia, reputación y know how del management Diversificación de fuentes de generación Gobierno Corporativo en desarrollo Acceso al crédito Contingencias

25 y Cuantitativos Tamaño de la empresa Posición en el mercado Estabilidad y diversificación de ingresos Niveles de endeudamiento Holgura de sus ratios de cobertura y liquidez Rentabilidad

26 Perspectiva del sector

27 Se requiere mucha inversión Se espera llegar a más de 10,700 MW de potencia efectiva para el 2017 El principal cpa driver del crecimiento cec e son los proyectos mineros, sin dejar de lado el crecimiento industrial e inmobiliario Rol de PROINVERSIÓN

28 pero este sector tiene sus riesgos. Injerencia política: 544 MW asignados por PROINVERSIÓN a Electroperú Retrasos en las convocatorias (burocracia) Retrasos en la ejecución de los proyectos en marcha (licencias sociales y ambientales) El gasoducto de TP TgP: su ampliación ió es clave para los proyectos de generación en Chilca y otras industrias. Riesgo de construcción y financiamiento

29 MUCHAS GRACIAS! Junio, 2013

30 II CONFERENCIA DE JUNIO HOTEL WESTIN -LIMA