Ministerio de Energia y Minas - minem.gob.pe ejecutivo electrico... · 2 Sistema Interconectado Nacional ... La máxima demanda del Sistema Eléctrico In- ... como Venezuela, Ecuador

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Ministerio de Energia y Minas / www.minem.gob.pe[ 2 ]

ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD | 2013 | [ 3 ]

ANUARIO EJECUTIVODE 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 EnergíaEdwin Quintanilla Acosta

Director General de ElectricidadLuis Antonio Nicho Díaz

ANUARIO EJECUTIVO DEELECTRICIDAD

2013

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PRESENTACIÓN

En el marco de la política energética nacional, hemos desarrollado acciones relevantes en materia de generación, transmisión y distribución de electricidad, las cuales impactan positivamente 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 energía eléctrica debido al aumento de la población y al crecimiento de la economía nacional y mundial por efecto de la globalización. En este escenario, enfrentamos el desafío de satisfacer dicha demanda para así contribuir al establecimiento y expansión de la industria eléctrica con la finalidad de brindar un servicio seguro, permanente y de calidad. .

Al respecto, el sector eléctrico ha mostrado una evolución positiva y altamente dinámica durante los últimos años. La mejor evidencia es el crecimiento del parque de generación, 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 la demanda de electricidad.

El Anuario Ejecutivo de Electricidad 2013 es un documento elaborado por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas. En sus páginas se muestra el análisis 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 aspectos relevantes 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 renovables no convencionales y el posicionamiento del mercado eléctrico peruano, respecto al de los principales países de Latinoamérica.

Dirección General de Electricidad

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01 02

03

05

1.1. Economia 16 2.1. En el valor agregado 262.2. En la recaudación 282.3. En la inversión 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 04

ESTADÍSTICAS 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 convencionales en el perú 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

ÍNDICE


RESUMEN EJECUTIVO

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

El crecimiento de la economía nacional estuvo cerca del 5% en el año 20131, valor inferior al del 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 de Europa, al retiro del estímulo monetario de la Reserva Federal de Estados Unidos y al menor dinamismo 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 posición como una de las economías líderes en Améri-ca Latina en términos de crecimiento, un logro conseguido con bajos niveles de inflación. Lo que ha significado una reducción constante del grado de riesgo país percibido por el mercado, lo que conlleva a un mayor ingreso de inver-sión extranjera directa en rubros tales como minería, energía y transporte, entre otros.

El suministro de energía es de suma relevancia para los sectores de la economía y sus activi-dades; por este motivo, la evolución del sector eléctrico ha acompañado el proceso de expan-sión y modernización de la economía peruana. Al respecto, el valor agregado del subsector electricidad 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 sector generación representó el 65%.

A partir del año 2008 se presenta un mayor dinamismo 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 millones en 2013 , lo cual representa aproximadamente el 4% de la inversión total realizada en el país en 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 las posibilidades de diversificación de las carteras de inversión del mercado de capitales.

La oferta del sector en sus tres segmentos se viene fortaleciendo gradualmente respondien-do así al crecimiento de la demanda. La poten-cia instalada del mercado eléctrico2 ascendió a 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 gas natural proveniente de Camisea para las acti-vidades de generación implicó el aumento de la tecnología termoeléctrica en las inversiones del segmento. Esto se expresa en una tasa de crecimiento promedio anual de la potencia ins-talada de 11,7% en el período 2004-2013 (cen-tralizada en Lima), mientras que la tecnología hidráulica lo hizo en 1,8%.

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


Esto ha significado el incremento de la parti-cipación de las fuentes térmicas en la produc-ción de energía, que pasaron de representar el 10% en 2001 a 46% en el año 2013, crecimiento principalmente basado en el uso de gas natural.

La máxima demanda del Sistema Eléctrico In-terconectado Nacional (SEIN) en 2013 ascendió a 5 575 MW y fue abastecida principalmente por generación hidráulica y gas natural, 50,5% y 45,5%, respectivamente; esto implica que el margen de reserva (respecto a la máxima de-manda) fue 32%. Desde 2009, la potencia efec-tiva y la máxima demanda crecieron a una tasa promedio anual de 9,8% y 6%, cada una, lo que explica el crecimiento del margen de reserva en los últimos años.

En el caso de las redes de transmisión y distri-bución, estas han pasado por un proceso de ampliación, repotenciación y modernización continuo. Sin embargo, la centralización de la oferta en la zona centro ha provocado con-gestión en las líneas troncales de transmisión a medida que la demanda de las zonas norte y sur ha crecido. Esto se ha visto traducido en el incremento del porcentaje de pérdidas de energía eléctrica en el sistema de transmisión, lo que significa una pérdida de eficiencia para el SEIN. En contraste, las redes de distribución han mostrado una reducción en su porcentaje de pérdidas, esta mejora estaría concentrada en las grandes urbes del país.

El promedio del precio spot, o costo marginal de corto plazo, fue de US$ 26,5 por MW.h en 2013. Esto representó una disminución de 14% respecto al promedio de 2012. Y esto se debe a una mayor participación del despacho de unidades a gas natural, las cuales presentan un costo variable relativamente barato, y que ha permitido, además, la estabilización del costo

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

Por otro lado, la tarifa en barra (incluye generación y transmisión) ha experimenta-do ligeros pero sucesivos aumentos debido a la actualización del precio del gas natural de Camisea y a los mayores cargos presentes en el peaje de transmisión. Así, en el 2013, esta se ubicó alrededor de US$ 40,2 por MW.h, 3% más que en el año previo. En el caso del precio medio de la electricidad (incluye generación, trasmisión y distribución), este ascendió a US$ 99,3 por MW.h en 2013; sin embargo, existe una clara diferencia por segmento: US$ 118,5 y US$ 67,8 por MW.h para distribución y generación, respectivamente.

Como se puede apreciar, existe una clara heterogeneidad en el mercado eléctrico a nivel regional que se explica por las diferencias en la disponibilidad de fuentes de generación, acceso al SEIN, presencia de usuarios con im-portante consumo de electricidad y densidad poblacional, entre otros. Así, la zona centro concentra gran parte de la capacidad instala-

da de generación eficiente hidráulica y térmi-ca (gas natural de Camisea) en el 2013, con lo cual destacan regiones como Lima (4 847 MW), Huancavelica (1 024 MW), Callao (610 MW) y Junín (446 MW). En contraste, regiones en las que las principales actividades económicas se desarrollan en zonas remotas, como es el caso de la minería en la sierra y la explotación de hidrocarburos en la selva, se cuenta con una ma-yor presencia de unidades de autogeneración.


Cabe señalar que estas diferencias también se expresan en el consumo regional de ener-gía, Lima concentra el 44,4% de las ventas totales, 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 parte del consumo de clientes libres fuera de la ca-pital debido a las importantes operaciones mineras e industriales.

Nuestro país ha venido incorporando recur-sos energéticos renovables no convencio-nales (RERNC) a la capacidad instalada de generación, alineados con el desarrollo que estas tecnologías han tenido en el mundo. Nuestra preocupación por el medio ambien-te y la diversificación de la matriz energética han sido las principales motivaciones para las reformas llevadas a cabo por el Estado con el fin de, paulatinamente, hacer viable un parque generador que aproveche la ener-gía eólica, solar, biomasa y geotérmica3. A la fecha, se han realizado tres licitaciones de su-ministro con energía RERNC, las cuales suman un total aproximado de 882 MW de potencia instalada adjudicada. Cabe indicar, que solo el potencial eólico asciende a 77 000 MW4.

Finalmente, las reformas del sector eléctrico en los principales países de América Latina y el Caribe (AL y C) se concentraron princi-palmente en la desintegración vertical de la industria y en el otorgamiento de incentivos a la inversión privada. No obstante, algunos países, 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 se produce con fuentes más limpias (mayor participación hidráulica) y mostró mayor dinamismo que la generación eléctrica mundial, caracterizada por tener mayor par-ticipación de combustibles fósiles, en parti-cular de carbón. En el año 2012, el Perú fue el 7.0 país en términos de demanda de energía y de PBI. Además se ha mantenido como uno de los países con menor intensidad de uso de energía eléctrica a pesar de los avances experimentados en la última década. Por otro lado, a pesar de contar con una impor-tante participación de generación hidráu-lica, el precio medio de la energía eléctrica en Perú ascendió a 99,4 por MW.h, mientras que entre 2004 y 2013 creció a una tasa promedio anual de 5%. Cabe mencionar que países como Argentina y Venezuela cuen-tan con un esquema de control de precios que los pone en una mejor posición, en términos de precios, con respecto al Perú.



INFORMACIÓN DE INDICADORES

MACROECONÓMICOS

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CAPÍTULO 1A principios de la década de los noventa, el conjun-to de reformas económicas que se implementó en el Perú tuvo éxito en promover la inversión privada bajo condiciones de libre mercado, en tanto que el creci-miento sostenido experimentado en la última década se debió a la estabilidad macroeconómica (control de la inflación, finanzas públicas saludables, bajo nivel de endeudamiento y reducción del riesgo país) y al gran dinamismo 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 de 6,8%, entre el año 2006 y 2013. Lo que permitió que el ingreso per cápita se incremente de US$2 854, en el 2005, a US$ 6 800, aproximadamente, en el año 2013, es decir más del doble. Este desempeño favorable per-mitió que Perú sobresalga como una de las economías de mayor crecimiento y menor inflación en el mundo.

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


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 su estabilidad, crecimiento económico y reducción de la pobreza.

El presente gobierno se ha trazado como meta mantener el crecimiento económico y promover una 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 a la crisis financiera internacional, en el 2009, para luego recuperarse en el año 2010. La tasa de cre-cimiento promedio anual5 (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 creciente clase 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 geométrico de las tasas de crecimiento anual durante el período de evaluación.6 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP.

Fuente: BCRP6

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

l% anuar.Ve


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 meta inflacionaria del BCRP. (Ver gráfico N°2).

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

7 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP.

INFORMACIÓN SOBRE EL PERÚ

Fuente: BCRP7

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


Este desempeño favorable permitió que el Perú sobresaliera como una de las economías de mayor crecimiento y menor inflación en el mundo, mientras que en el grupo de los siete países más grandes de América Latina, el país se destacó por superar el promedio de crecimiento económico, en el año 2013.

PBI (Var.% anual)

Fuente: Fondo Monetario Internacional8

8 World Economic Outlook – Database. FMI.

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


c. Apertura comercial

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

Las exportaciones alcanzaron el récord de US$ 46 260 millones, en 2011, y luego disminuyeron por efecto de la crisis internacional que redujo el precio de los minerales. Así, las exportaciones registrvaron 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: BCRP9

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


El éxito exportador peruano se sustenta en la importante iniciativa del Estado de continuar con la firma de tratados comerciales con sus principales socios en este rubro. Gracias a ello, el Perú tiene acceso 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

Tailandia Vietnam

SingapurBrunei

Unión

Europea

EFTA

Malasia

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

Fuente: ProInversión10

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

Acuerdos Vigentes

Acuerdos en proceso de negociación


d. Sólidas finanzas públicas

El crecimiento económico, unido a un mane-jo responsable de la economía, favoreció una situación saludable y positiva en las finanzas públicas.

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 país registró superávits fiscales en el periodo 2006-2008, lo que permitió financiar el plan de es-tímulo durante la crisis de 2009-2010. A partir del 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 y Finanzas. Veamos:

• Trayectoria progresiva hacia un equilibrio fiscal en las cuentas estructurales.• Fortalecimiento del espacio fiscal. En el período 2014 - 2016 se tiene como meta registrar un superávit fiscal promedio de 0,6% del PBI. • Procurar una posición fiscal contracíclica. • Objetivo de deuda pública a US$ 50 000 millones al 2016 (15,7% del PBI). • Aumento de los ingresos fiscales permanentes.• Potenciar la capacidad de absorción del sector público para invertir eficientemente los recursos públicos.

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



Resultado Fiscal

Deuda Pública (eje derecho)Fuente: BCRP11

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)

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

-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


La prima por riesgo país, medida a través del índice Emerging Markets Bond Index Global Perú (EMBIG Perú), muestra una tendencia decreciente desde el año 2002, con excepción del periodo de crisis fi-nanciera de 2009, para ubicarse permanentemen-te por debajo del promedio de América Latina. (Ver gráfico 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 200913.

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

Puntos Básicos

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

Fuente: BCRP12

12 Cuadros estadísticos - Nota Semanal. BCRP. 13 Grado de inversión significa que los bonos emitidos por el Estado son considerados como de bajo riesgo y 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

ene-

01

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1

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3

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e ne-

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6

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3


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 régimen arancelario, 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 creación del 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 autorizaciones previas, 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 Multilateral de Garantía de Inversiones (MIGA). Además, mantiene acuerdos de promoción y protección recíproca de inversiones y acuerdos comerciales que incluyen 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.



INFORMACIÓN DEL SECTORELÉCTRICO

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La importancia del sector eléctrico radica en ase-gurar el abastecimiento eficiente del suministro de energía 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 el nivel 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 la actividad económica general. Esto se debe a que el cálculo del crecimiento del PBI incluye al sector in-formal, el cual no aporta a los ingresos tributarios del Estado. Asimismo, las inversiones realizadas en proyectos y ampliaciones en los distintos segmen-tos del sector eléctrico han mostrado un dinamis-mo superior al de la inversión total realizada en el país durante los últimos diez años. En el caso del empleo, el sector eléctrico no es intensivo en el uso de mano de obra por lo cual su demanda por tra-bajadores no representa un porcentaje significativo de la Población Económicamente Activa Ocupada.

Finalmente, las empresas del sector eléctrico que listan en la Bolsa de Valores de Lima han propiciado la mejora de las posibilidades de diversificación de los inversionistas del mercado de capitales nacio-nal. Cabe mencionar que las actividades económi-cas relacionadas al sector son percibidas como de bajo riesgo; además de ser empresas respaldadas financieramente por grandes grupos económicos en el ámbito internacional.

CAPÍTULO 2


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 al año 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. A partir de 2002 se apreció una reducción ligera, pero sostenida en dicha participación, lo que se debió a la gran expansión del sector minero entre los años 1994 y 2007, período en el que triplicó su participación en el PBI nacional.

Millones de Nuevos 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: INEI14 Valor Agregado del Sector Eléctrico

Participación en el VAB

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

% en el VAB

2,9%

2,7%

2,5%

2,3%

2,1%

1,9%

1,7%

1,5%


El crecimiento del sector eléctrico estuvo altamente correlacionado con el desempeño de la economía nacional (Ver gráfico N°9). Esto se debió a que todas las actividades econó-micas requirieron del uso de energía eléctrica en diversas intensidades, siendo los sectores minería e industrial los principales usuarios eléctricos. Por este motivo, la evolución del sector eléctrico se consideró un indicador líder del desempeño de la economía y suele ser utili-zado para realizar estimaciones acerca de esta.

En base a los datos históricos del INEI, se esti-mó16 la elasticidad entre el crecimiento de la demanda total de energía eléctrica y del PBI siendo aproximadamente de 1,01 para el pe-ríodo 2002-2013. Es decir, por cada 1% de cre-cimiento del PBI, la demanda de electricidad creció, en promedio, 1,01% en dicho período. Esta sensibilidad estuvo muy relacionada con la intensidad del uso de electricidad de la es-tructura 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.

INFORMACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

Fuente: INEI15

Valor Agregado del Sector Eléctrico

Valor Agregado Bruto

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

ene-

03

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3

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0

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1

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2

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13

jul-1

3

Var. % mensual


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 fisco de 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 2004.17 El segmento de generación contribuiría con el 65% del total, mientras que el de transmisión con el 5%. El mayor crecimiento de los segmentos de generación y distribución se debió a que son los que experimentaron un mayor dinamismo en términos de inversión y ventas de 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

La inversión en el sector eléctrico ascendió a 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 inversiones en dicho año experimentó un crecimiento bastante significativo respecto al año anterior, gracias al desarrollo de importantes proyectos de inversión en generación y transmisión.18

Durante el 2013, se realizó la fase final de in-versión, pruebas y puesta en operación comer-cial de dichos proyectos lo cual explicaría la reducción en el monto de inversión privada en dicho año. Las inversiones en el sector eléctrico representaron el 3,9% de la inversión total rea-lizada en el país durante dicho año. Asimismo, el crecimiento promedio anual de la inversión en dicho sector fue 25,5% durante el período 2004 - 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 realizada por empresas privadas, acumulando US$ 9 779 millones en dicho período. Las inversiones del sector privado representaron el 86,5% de la in-versión total en el sector en 2013 (Ver gráfico N°11). Asimismo, en el período 2004 – 2007, la inversión en el sector eléctrico creció a una tasa promedio anual de 24,7%, mientras que en 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 BCRP19

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

155 163 130 230 228435 389 238 272 340169 231 350

399634

742979

1 642

2 4672 166

324 394480

629

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$


El segmento de generación fue el más dinámi-co. Este representó el 64,5% de las inversiones acumuladas 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 expansión de la oferta como respuesta a las perspectivas de crecimiento de la demanda de energía eléc-trica, fruto del buen desempeño económico experimentado por el país. Cabe destacar que luego del proceso de privatización y desinte-gración vertical del sector eléctrico durante la década de los noventa, la inversión tuvo un rá-pido crecimiento hasta 1999, año a partir del cual 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

El empleo directo demandado por el sector eléctrico tuvo un crecimiento moderado en los últimos diez años, en promedio creció 1,5% anual.20 Esto se debió en parte al ingre-so de nuevas empresas al mercado en años recientes y a la expansión de las actividades de empresas como Edegel, Enersur y Kallpa.

Sin embargo, en términos agregados, el apor-te del sector al empleo nacional fue pequeño debido a que no es intensivo en uso de mano obra, sino más bien en capital. Se estimó que el número de trabajadores en el sector eléctrico alcanzó los 7 842 trabajadores, en diciembre de 2013. A nivel de segmento, las distribuidoras ostentaron el mayor número de trabajado-res, en promedio contaron con el 63% de la mano de obra del sector; las generadoras el 30% 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

Número de trabajadores

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

2004

1 600 1 721 1 730 1 939 1 943 2 156 2 296 2 411 2 476 2 392

538560560474469456431433420

3 894

5 938 6 055 6 157 6 347 6 4276 758 6 901

7 7067 903 7 842

3 914 3 9943 977 4 028 4 133

4 131 4 7354 867 4 912

444

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013


2.5. EN EL MERCADO DE CAPITALES

En la actualidad, 20 empresas eléctricas listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), 11 de las cuales 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 de 3 empresas del sector, con una participación total de 6,54% en la cartera que compone di-cho índice (Ver cuadro N°2).

Empresas Eléctricas

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: BVL21

Fuente: BVL22

Luz del Sur

Edegel

Edelnor

Total

2,67%

2,36%

1,51%

6,54%

LiquidezDeuda/

Patrimonio

Rentabilidad de

Patrimonio

Duke Energy Egenor S.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. 22,09 0,00 9%

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

Segmento Empresa

Generación

Distribución


2.5. EN EL MERCADO DE CAPITALES

El Índice del Sector Eléctrico tuvo un buen desempeño en el período 2004-2013, acumu-lando un crecimiento de 538%, mientras que el IGBVL tuvo un crecimiento acumulado de 477%. Este menor desempeño se debió a la alta sensibilidad de dicho índice a la capitali-zación de los valores de las empresas mineras, principal componente de su cartera. En este sentido, el sector eléctrico representó una oportunidad de inversión menos volátil en el mercado de capitales, otorgándole cierta estabilidad 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 de instrumentos de deuda en el mercado prima-rio de la BVL; entre estas empresas, el segmen-to más activo fue el de distribución (Ver anexo 7.2 para mayor detalle).

Tres empresas del sector realizaron colocacio-nes por S/. 489 millones y US$ 10 millones en 2013, monto menor al alcanzado en 2012, año en el que se colocó S/. 585,6 millones y US$ 95 millones, respectivamente. Esto se debió, en parte, al incremento en la tasa de interés de financiamiento de los bonos corporativos emi-tidos, cuyo promedio pasó de 5,4% en 2012 a 6,2%, 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: BVL23

INFORMACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

ene-

04

jul-0

4

ene-

05

jul-0

5

ene-

06

jul-0

6

ene-

07

jul-0

7

ene-

08

jul-0

8

ene-

09

jul-0

9

ene-

10

jul-1

0

ene-

11

jul-1

1

ene-

12

jul-1

2

ene-

13

jul-1

3

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

0


PRINCIPALES ESTADÍSTICAS DEL

SECTOR ELÉCTRICO 2013

[ 35 ]

El Subsector Eléctrico ha mostrado una evolución positiva y altamente dinámica durante los últimos años. Esto se evidencia en el gran crecimiento de la actividad de generación eléctrica, caracterizado por la expansión de la capacidad instalada y el nivel de producción. Esta situación acorde al dinamismo de la economía y su consiguiente efecto en la demanda de electricidad. Sin embargo, se aprecia un alto nivel de centralización de esta capacidad en la zona centro debido a la ubicación del gasoducto, que transporta el gas natural proveniente de los yacimientos de Ca-misea a la costa central del país.

En el caso del sistema de transmisión, la expansión se ha realizado mediante mecanismos contractuales que estabilizan los ingresos y que se sustentan en la alta competencia del mercado, en las licitaciones. No obstante, se aprecia aún congestiones debido a la centralización de la generación en el centro y el alto crecimiento 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 pérdidas en los sistemas de transmisión. Sin embargo, las inver-siones públicas y privadas orientadas a modernizar el equipamiento y, expandir la red de transmisión, y su capacidad, tendrán un impacto positivo en el corto y mediano plazo, reduciendo las congestiones y pérdi-das del sistema.

La actividad de distribución ha sido beneficiada por el 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 empresas de distribución a nivel nacional, Edelnor y Luz del Sur, han tenido una participación muy activa en la emisión de títulos de deuda en el mercado de capitales, con lo cual han obtenido fondos para financiar sus activida-des y realizar inversiones.

Finalmente, las redes de distribución a nivel nacional han mostrado una reducción sostenida del porcentaje de pérdidas.

CAPÍTULO 3


3.1.1. Potencia instalada y efectiva del sector eléctrico nacional

La potencia instalada del mercado eléctrico peruano fue de 9 635 MW en 2013, de esta solo el 2% correspondió a sistemas aislados. Esto supone un crecimiento de 14% con respecto al año 2012; la puesta en operación comercial de la reserva fría de Ilo y Talara, así como de la central térmica Santo Domingo de Olleros aportaron significativamente a dicho resultado.

En el caso de las empresas con instalaciones de uso propio, esta ascendió a 1 416 MW, lo que equivale al 12,8% de la potencia instalada total del país. La potencia instalada de uso propio mostró una tendencia creciente, con una tasa de crecimiento promedio anual de 4,9%, en el período 2004-2013, lo que reflejó el mayor di-namismo de la minería en dicho período, acti-vidad en la que se prefirió buscar la seguridad en el suministro eléctrico debido a su relativo aislamiento respecto al SEIN. Sin embargo, el 93% de la potencia instalada de estos sistemas, en el año 2013, fue de fuente térmica, específi-camente derivados del petróleo, lo cual supuso un costo elevado con respecto a los precios a los que se pudo contratar energía en el mer-cado eléctrico; por este motivo, parte de esas máquinas fueron utilizadas como unidades de emergencia.

MW

Mercado Eléctrico

Uso Propio

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

Gráfico N° 15Potencia instalada nacional24 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 1611 263

7 9868 613 8 683

9 699

1 432

1 416

11 051

1 3691 303

7309

7314 8267 9 635

6 7245 997

1 033

5 625

920 980

5 2215 096

10 000

8 000

6 000

4 00020

04

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2 000

0


El crecimiento promedio anual de la potencia instalada del mercado eléctrico fue de 7,3%, en el período 2004-2013. Esto reflejó el dinamis-mo de la inversión privada en el SEIN, en los últimos años, proceso que se vio favorecido por la creciente demanda y suministro del gas natural de Camisea, en la costa central del país. De este modo, la potencia instalada térmica creció 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 la región Lima, donde destacaron las centrales ciclo combinado de Kallpa y Enersur, con capa-cidades instaladas de generación de 870 MW y 852 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 eléctrico25 por tipo de fuente, 2004-2013 (MW)

Fuente: MEM

PRINCIPALES ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO 2013

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 2215 625

5 990 5 997

6 7247 309 7 314

8 267

9 635

80

80

2 101 2 4972 844 2 844

3 5403 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


Por otro lado, la potencia efectiva a nivel nacio-nal fue 9 885 MW, en el año 2013. (Ver gráfico N°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 su potencia instalada, mientras que la potencia efectiva de las centrales térmicas fue el 86% de la potencia instalada. Esta diferencia se debió a los mayores factores que intervinieron en las condiciones de potencia efectiva de una cen-tral térmica, como son la presión y humedad atmosférica, y la temperatura ambiente.

MW

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

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 5 611 5 8736 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


3.1.2. Producción de energía

La producción de energía eléctrica en el mer-cado eléctrico ascendió a 40 665 GW.h, en el año 2013. El crecimiento de la producción vino de la mano con el ritmo de crecimiento de la economía, así, la tasa de crecimiento promedio anual fue de 6,7%, en el período 2004-2013. Esto reflejó el dinamismo experimentado por la 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 producción fue liderado por la generación térmica que al-canzó una tasa de crecimiento promedio anual de 14,6%, en comparación con la hidráulica que 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

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013


Asimismo, la participación de las fuentes hi-dráulicas en la producción del mercado eléc-trico fue de 53%; participación que, a pesar de estar muy relacionada a la evolución de la hi-drología, experimentó una sostenida tenden-cia a la baja desde el 2001, año en que llegó a 89,5%. (Ver gráfico N°19). Esto se debió, en parte, al menor crecimiento de la potencia ins-talada de tecnología hidráulica en el mercado nacional y a la priorización 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 generación a gas natural, si bien resultan más caras que la hidráulica, sustituyeron a los equipos térmicos de mayor costo de generación.

En los años previos a Camisea, el despacho térmico estuvo relacionado a unidades con fuente en derivados del petróleo que margi-naban en la operación, es decir, abastecían de electricidad en hora punta o en época de es-tiaje. En cambio, actualmente, las unidades tér-micas con ciclo combinado suelen despachar en períodos de hora baja y media sin que esto impacte 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 fuentes de generación en la producción de energía eléctrica, 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%

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Solar


Se pudo apreciar que cerca del 50% de la generación hidráulica, en el 2013, fue generada por dos empresas: Electroperú y Edegel. Asimismo, las empresas Egenor y SN Power también tuvieron una participación importante, contando ambas con un nivel de generación similar. (Ver gráfico 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


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 costo en 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%


Finalmente, en el año 2013, la producción de las unidades de autogeneración fue de 2 666 GW.h, lo que equivalió a 6,2% de la producción nacio-nal. Asimismo, la generación térmica representó el 77% de la autogeneración. A partir de 1996, se dio una significativa reducción de esta debido a la co-nexión de diversos usuarios eléctricos al SEIN. Sin embargo, a partir de 2003, se apreció una tenden-cia creciente que estuvo relacionada con la mayor actividad 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 tipo de fuente, 1995-2013 (GW.h)

Hidráulica

Térmica

4 500

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

019

95

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

CAGR 2004-2013: 5,9%

CAGR 2004-2013: 4,5%


3.1.3. Máxima demanda

3 1313 305

3 580

3 9664 199

4 3224 579

4 961

5 2915 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 de diciembre a las 20:15 y ascendió a 5 575 MW, presentando un crecimiento de 5,4% respecto a la máxima demanda del año anterior. (Ver gráfico N° 23). Esto reflejó el incremento del equipamiento de los hogares y la industria, en especial de la minería y, en general, del nivel de actividad económica. La tasa de crecimiento promedio 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


De otro lado, la cobertura de la máxima demanda por recurso energético, en el 2013, muestra una mayor participación de agua y gas natural, 50,5% y 45,5%, respectivamente. El gas natural mostró un crecimiento de 11,5% en dicha cobertura debido a la mayor capacidad de generación de las cen-trales térmicas que operaron con tecnología de ciclo combinado. (Ver cuadro N° 3). Asimismo, no fue necesario el despacho en base a diésel, lo cual tuvo un impacto positivo en el costo marginal de la 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: COES26

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%


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%, en el año 2013, lo que representó una diferen-cia de 3,0% respecto al margen de 2012. Esto se 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 el período 2001-2008, se pudieron apreciar dos tendencias, la máxima demanda y la poten-cia efectiva crecieron a una tasa promedio anual de 6% y 2,5%, respectivamente, lo cual explica la reducción del margen de reserva.

En el período 2009-2013, se apreció una reversión en dicha tendencia, en el cual se experimentó un crecimiento de 6,5% y 9,1%, respectivamente. Lo último, se explica por la mayor inversión en generación que se centralizó 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 inversiones en 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 de transporte de gas natural desde Malvinas, los yacimientos de Camisea, hasta Lima.

3.1. BALANCE OFERTA Y DEMANDA

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

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

Fuente: MEM y COES27El crecimiento de la demanda se vio impul-sado por el dinamismo del sector minero que representó aproximadamente el 34% de la demanda de electricidad en el 2012, y el sucesivo incremento del coeficiente de elec-trificación a nivel nacional, que alcanzó a 90% de los hogares en dicho año. Esto, com-plementado con una mayor intensificación del uso de energía eléctrica en la estructura productiva del país, fue la fuente del crecimien-to sostenido y dinámico de la máxima demanda.


3.3.1. Empresas transmisoras de energía eléctrica

Actualmente, nueve empresas privadas cuen-tan con concesiones para la actividad de transmisión de energía eléctrica en el Sistema Garantizado de Transmisión (SGT), el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y el Sistema Complementario de Transmisión (SCT). (Ver cuadro N° 4).

3.3. TRANSMISIÓN

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.


3.3.2. Longitud de las líneas de transmisión

La longitud de las líneas de transmisión a ni-vel nacional fue de 20 585 km, de las cuales el 38,1% (7 842 km) y el 21,5% (4 417 km) corres-pondieron a líneas con niveles de tensión de 220 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 la capacidad instalada en la zona centro, hicieron necesaria su expansión, junto con la construc-ción de líneas con mayor nivel de tensión. A la fecha, 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

Longitud (km)

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

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 1 797

5 907

4 417

7 842

622


3.3.3. Mapa del SEIN y sistemas aislados


Fuente: MEM

TACNA

ILO 2 CALANA

EL AYRO

TOMASIRI

LA YARADA

TOQUELA ALTO

LOS �EROES

C�ALLA�UAYA

ARICOTA I

ILO �

C�ILINA

C�ARCANI I�II�III�I��I SOCA�AYA

C�ARCANI �ILA�E

�OMATA

TOQUE�ALA

ARICOTA 2

TARATA

�OTI�LACA

MONTAL�O MOQUE�UA

C�S� �AN� SOLAR 2�T

C�S� TACNA SOLAR 2�TS

SUL�UROS

R� ILO

C�� C�E�ES

SURIRAY

C�� STA TERESA

C�T� QUILLA�AM�A

�ARQUE INDUSTRIAL

LA NI�A

C�ICLAYO SURETEN

Q UENCO RO NUE�A

(diseñada para 500 kV)

�ARI�AS

LA NI�A��

M OYO�AM �A NUE�A

�IM ANAYLLU

C�� IAS I

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

��

�� 0� ��

C�A�LLA

CERRO DEL A�UILA

R� TACNA

C�� M AC�U �ICC�U II

CE M OLLENDO

CE TRU�ILLO

R�� TO� MALDONADO

R � �U C ALL�A

R� IQUITOS

�ALL�A �ENERACION CCC�ILCA � CC

C�ILCA �ENI� CCSANTO DOM IN�O DE LOS OLLEROS CC

�ELO �ORI�ONTE

�OROM A

CARA�ON�O

CARA�AYLLO

R�� TALARA

ECUADOR

CHILE

BRASIL

COLOMBIA

BOL I

VIA


3.3.4. Pérdidas y congestión en los sistemas de transmisión

En el año 2013, el porcentaje de pérdidas de energía eléctrica en el SGT y SPT ascendió a 4,35%. (Ver gráfico N° 26). Como se puede apreciar, desde 1995, este porcentaje tuvo una tendencia decreciente. Esto fue favo-recido por la expansión inicial del sistema luego de la privatización del segmento de transmisión por parte del Estado y por la mayor eficiencia de los operadores a través de la modernización del equipamiento y el planeamiento de la operación por parte del COES. Sin embargo, en los años recientes, el gran crecimiento experimentado por la de-manda en las zonas sur y norte significó la necesidad de exportar energía a dichas zo-nas desde la zona centro, área en la que se centralizó la expansión de la capacidad ins-talada. Por este motivo, se experimentaron congestiones en la red de transmisión, las cuales explican significativamente el recien-te incremento del porcentaje de pérdidas en los 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 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

%

3,73,6

3,4

2,92,8

2,52,3 2,3

2,11,8 1,9 1,9

2,2 2,1 2,2

2,72,9

4,3 4,4

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

Fuente: COES Porcentaje de pérdidas de energía eléctrica


En el caso del enlace centro a norte, la construc-ción y puesta en operación de la línea 500 kV Zapallal-Trujillo permitió la progresiva reduc-ción de congestiones en los flujos de la línea 220 kV Paramonga-Chimbote. Sin embargo, con respecto al enlace del centro a sur, desde el 2013, se registró la congestión de la línea 220 kV Mantaro-Socabaya debido al incremento de la transferencia de energía del centro hacia el sur.

Se espera que la puesta en operación de la lí-nea 500 kV Chilca–Marcona–Montalvo y de otros proyectos en 500 kV y en 220 kV, que es-tán incluidos en el Plan de Transmisión, propi-cien la descongestión paulatina del sistema de transmisión 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


Las empresas de distribución contaron con 6 156,2 miles de clientes en el año 2013. De estos, solo 141 fueron clientes libres con contratos de 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 aproximadamente 48% del total de clientes del segmento. Esto se debe a la alta densi-dad demográfica registrada en sus áreas de demanda, en las cuales se ubican ciudades importantes como Lima, Trujillo y Chimbote.

3.4.1. Número de clientes

3.4. DISTRIBUCIÓN

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

Total de Clientes: 6 156 176

Fuente: MEM

ros 28%Ot

Hidrandina 12%

Luz del Sur 16%

Electronoreste 7%

Electro Sur Este 7%

Electrocentro 10%

Edelnor 20%


3.4.2. Mapa de concesiones de distribución

Fuente: MEM



3.4.3. Pérdidas en distribución

Pérdidas en Distribución (%)

%

El porcentaje de pérdidas en las redes de distribución mostró una tendencia decrecien-te en el período 1995-2013, pasando de un máximo de 19,7%, en 1995, a 7,5%, en 2013. Esto fue producto de las inversiones del sector distribución en la modernización de equipos y ampliación de redes. Asimismo, las empresas que 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 a nivel local, razón por la cual las empresas de distribución pudieron ampliar su capacidad a medida que creció su red, se incrementó el número de usuarios y el nivel de carga al que 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

12

14

16

18

20

22

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013


3.5. COMERCIALIZACIÓN, PRECIOS Y TARIFAS

0

50

100

150

200

250en

e-06

mar

-06

may

-06

jul-0

6

sep-

06

nov-

06

ene-

07

mar

-07

may

-07

jul-0

7se

p-07

nov-

07

ene-

08

mar

-08

may

-08

jul-0

8se

p-08

nov-

08

ene-

09m

ar-0

9m

ay-0

9ju

l-09

sep-

09

nov-

09

ene-

10m

ar-1

0m

ay-1

0

jul-1

0

sep-

10

nov-

10

ene-

11

mar

-11

may

-11

jul-1

1se

p-11

nov-

11

ene-

12m

ar-1

2

may

-12

jul-1

2

sep-

12

nov-

12

ene-

13m

ar-1

3m

ay-1

3ju

l-13

sep-

13

nov-

13

US$/MW.h

3.5.1. Costo marginal y tarifa en barra

El 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 al promedio de 2012. Lo que se debió a la mayor participación del gas natural de Camisea en la generación eléctrica, y que supuso una menor necesidad de uso de derivados del petróleo para abastecer a la demanda en hora punta.

La conversión a ciclo combinado de las cen-trales térmicas Chilca 1 y Kallpa, en el último trimestre de 2012, fueron determinantes para este resultado. Nótese que el costo marginal se estabilizó respecto a los años 2006 y 2008, en los cuales el menor despacho hidráulico propi-ció el uso de derivados del petróleo para satis-facer la creciente demanda. La aprobación del Decreto de Urgencia N° 049-2008, en el cual se establece que el cálculo de los costos margina-les se realizará asumiendo que no existen res-tricciones de transmisión de electricidad ni de transporte de gas natural, también favoreció su estabilización a partir del año 2009. Asimismo, el costo marginal de corto plazo fue utilizado como precio en el mercado spot de energía, al cual acceden las generadoras para realizar re-tiros sin contratos. En este sentido, la estabili-zación de este permitió la reducción del riesgo asumido por los agentes en dicho mercado.

De otro lado, la tarifa en barra mostró un comportamiento relativamente estable en el período de análisis. Esta mantuvo un promedio de US$ 40,2 por MW.h en 2013, representando un crecimiento de 3% respecto al promedio de 2012. El incremento experimentado en el período 2010-2013, en el cual registró un crecimiento promedio anual de 10,2% se debió al incremento en los costos de generación (actualización del precio del gas natural de Camisea), al precio de la potencia y la inclusión de diversas compensaciones por seguridad de suministro en el peaje de transmisión que fueron asumidos por los usuarios eléctricos. Finalmente, las tendencias del tipo de cambio tuvieron 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


3.5.2. Precios medios de energía

El precio medio de la energía eléctrica ascen-dió a US$ 99,3 por MW.h en 2013. Este mostró una 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 por el mercado regulado desde el año 2007. En el período 2007-2013, el precio medio creció a una tasa promedio anual de 5,0%, mientras que en el mercado libre el crecimiento fue de 4,4%. Esta diferencia se debió al procedimien-to de regulación de la tarifa en barra realizado por OSINERGMIN, el cual consideró como va-riables de actualización el Índice de Precios al por Mayor, tipo de cambio, y, adicionalmente, los nuevos cargos por seguridad energética incluidos en el peaje por transmisión, costos asumidos parcialmente por el consumidor fi-nal. Asimismo, en muchos casos, las empresas distribuidoras suministraron energía a zonas en las cuales hay baja densidad de usuarios, así como 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

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Regulados

Libres

Total

Gráfico N° 31Precio medio por mercado, 1995-2013 (US$ por MW.h)

Fuente: MEM


Esto vio traducido en un mayor incremento en el precio medio cobrado por las empresas distribuidoras, en comparación con el de las generadoras. Cabe destacar que los contratos clientes libres, medio de venta de las genera-doras, suelen considerar la actualización de los precios a través de fórmulas polinómicas, principalmente índices de inflación y el nivel de precios de combustibles utilizados en la ac-tividad de generación eléctrica para su ajuste. Por este motivo se pudo apreciar una mayor volatilidad en los precios medios de las empre-sas generadoras, nótese que en el 2008 este al-canzó el pico de US$ 67,2 por MW.h, para el año siguiente caer a US$ 55,6 por MW.h, producto de la caída del precio de dichos combustibles debido a la crisis internacional. El precio medio de los segmentos de distribución y generación en 2013 fue US$ 119,3 y US$ 67,2 por MW.h, respectivamente. (Ver gráfico N°32).

0

20

40

60

80

100

120

140

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

US$ / MW.h

Distribuidoras

Generadoras

Gráfico N° 32 Precio medio por segmento, 1995-2013 (US$ por MW.h)

Fuente: MEM



El sector industrial tuvo el menor precio me-dio, US$ 75 por MW.h, en 2013, porque parte importante de su demanda de electricidad se realizó a través del mercado libre.(Ver gráfico N°33).

Por otro lado, los sectores comercial, alumbra-do público y residencial, con precios medios de US$ 115, US$ 133 y US$ 142 por MW.h, res-pectivamente, adquirieron energía de las em-presas distribuidoras, segmento que mostró el mayor nivel de precios medios en el período de análisis.

Gráfico N° 33Precio medio por sector, 1995-2013 (US$ por MW.h)

Fuente: MEM

140

160

120

100

60

80

40

20

0

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

US$/ MWh

Industrial

Comercial

Alumbrado Público

Residencial

Total


3.5.3. Ventas de energía eléctrica a clientes finales

Un total de 22 empresas de generación realizaron ventas a clientes finales en 2013, las cuales ascendieron a 13 674 GW.h y se concentraron en el mercado de clientes libres. Este mercado se encuentra relativamente concentrado en 4 empresas que tuvieron una participación de 71% en las ventas de dicho año: Edegel, Enersur, Kallpa y Electroperú. Esto se debió al alto nivel de contratación de su potencia firme, a través de PPA’s, con el que cuentan estas empresas. Nótese en el cuadro N°5 que las empresas de generación no están autorizadas a realizar ventas directamente a clientes regulados.

Cuadro N° 5Ventas de empresas de generación al mercado eléctrico, en 2013 (GW.h)

Fuente: MEM


Nombre de la empresa N˚

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

Aguas y Energia Perú S.A.

Bioenergia del Chira S.A.

Chinango S.A.C.

Compañia Eléctrica El Platanal S.A.

Compañia Hidroeléctrica Tingo S.A.

Consorcio Energético Huancavelica S.A.

Duke Energy Egenor S en C por A.

EDEGEL S.A.A.

Electroperú S.A.

Empresa de Generación Eléctrica de Arequipa S.A.

Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A.

Empresa de Generación Eléctrica San Gabán S.A.

Empresa Eléctrica de Piura S.A.

Energía del Sur S.A.

Generación Eléctrica Atocongo S.A.

Hidroeléctrica Huanchor S.A.C.

Kallpa Generación S.A.

SDF ENERGÍA S.A.C.

Shougang Generación Eléctrica S.A.A.

SN Power Perú S.A.

Sociedad Minera Corona S.A.

TERMOSELVA S.A.L

Total

MercadoRegulado Libre

69

41

7

695

1

6

632

3 282

1 376

291

184

274

50

2 516

2

58

2 474

134

368

874

26

314

13 674

Total

69

41

7

695

1

6

632

3 282

1 376

291

184

274

50

2 516

2

58

2 474

134

368

874

26

314

13 674

Participación%

0,5%

0,3%

0,1%

5,1%

0,0%

0,0%

4,6%

24,0%

10,1%

2,1%

1,3%

2,0%

0,4%

18,4%

0,0%

0,4%

18,1%

1,0%

2,7%

6,4%

0,2%

2,3%


Las 24 empresas de distribución a nivel nacio-nal realizaron ventas a clientes finales que as-cendieron a 21 939 GW.h en 2013, de las cuales el 91% se concentró en el mercado de clientes regulados. (Ver cuadro N°6).

La participación del segmento de distribución en la contratación de PPA’s con clientes libres fue significativamente menor que en el caso de las empresas de generación. Esto se debió a que estas últimas pueden ofrecer precios que no incluyen la tarifa de distribución lo cual re-sultó atractivo para dichos clientes, en especial los grandes usuarios eléctricos. Las empresas Luz del Sur y Edelnor contaron con una partici-pación conjunta de aproximadamente 60% de las ventas de energía del segmento, situación que se sustentó en sus respectivas áreas de distribución, las cuales se encontraron circuns-critas a la ciudad de Lima, ciudad en la que se concentra el mayor número de usuarios eléctri-cos a nivel nacional.

Cuadro N° 6Ventas de empresas de distribución al mercado eléctrico, en 2013 (GW.h)

Fuente: MEM

Total 19 883 21 9392 055

N˚ Nombre de la empresa

Consorcio Eléctrico de Villacurí S.A.C.Edelnor S.A.A.Electro Dunas S. A.A.Electro Oriente S.A.Electro Pangoa S.A.Electro Puno S.A.A.Electro Sur Este S.A.A.Electro Ucayali S.A.Electrocentro S.A.Electronoroeste S.A.Electronorte Medio S.A. - HIDRANDINAElectronorte S.A.Electrosur S.A.Empresa de Distribución Eléctrica Cañete S.A.Empresa de Generación y Comercialización de Servicio Público de Electricidad Pangoa S.A.

Empresa de Interés Local Hidroeléctrica Chacas S.A.Empresa de Servicios Eléctricos Municipales de Paramonga S.A.Empresa Distribuidora y Comercializadora de Electricidad San Ramón de Pangoa S.A.

Empresa Municipal de Servicio Eléctrico de Tocache S.A.Empresa Municipal de Servicios Eléctricos Utcubamba S.A.C.INADE - Proyecto Especial ChavimochicLuz del Sur S.A.A.Servicios Eléctricos Rioja S.A.Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A.

123456789

101112131415

161718

192021222324

Total

5576 469795494

2281595231684

1 1201 651756332792

4111

171016

6 9058

918

Participación%

2,5%29,5%3,6%2,3%0,0%1,3%2,7%1,1%3,1%5,1%7,5%3,4%1,5%0,4%0,0%

0,0%0,0%0,0%

0,1%0,0%0,1%

31,5%0,0%4,2%

Mercado

Regulado

1065 607769463

2281464231684

1 1041 579728332792

4111

171016

6 4898

896

Libre

4518622631

131

167227

416

22


3.5.4. Facturación

La facturación a clientes finales ascendió a US$ 3 536,3 millones. El 74% de esta correspondió a las empresas distribuidoras, sin embargo solo el 31% se dio por ventas en el mercado libre. Este mercado es el único al que pudieron acce-der las generadoras mediante contratos bilate-rales con clientes libres, y además es liderado por ellas gracias a los mejores precios ofreci-dos, que no incluyen el cargo por distribución. Por otro lado, la facturación de los segmentos de distribución y generación tuvo una tasa de crecimiento promedio anual muy similar, esta se vio impulsada, principalmente, por el creci-miento de la demanda y del número de clientes.

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Millones de US$

Gráfico N° 34Facturación a clientes finales por segmento, 1995-2013 (millones de US$)

Fuente: MEM


Distribuidoras

Generadoras


Por grandes sectores, se puede apreciar que los sectores industrial y residencial represen-taron el 41% y 35% de la facturación total. Sin embargo, en el período 2004-2013, la factu-ración al sector residencial registró el mayor crecimiento (11.4%) impulsada por el creci-miento demográfico y de los ingresos de la población, lo cual fue beneficioso para las distribuidoras. El sector industrial, al cual per-tenecen la mayoría de clientes libres, tuvo una tasa de crecimiento promedio anual de 10,7% en el mismo período, crecimiento que explica significativamente la evolución de la factura-ción de las generadoras. (Ver gráfico N°35).

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Millones de US$

Alumbrado Público

Residencial

Comercial

Industrial

Gráfico N° 35Facturación a clientes finales por sector, 1995-2013 (millones de US$)

Fuente: MEM




ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO

POR REGIONES

[ 65 ]

Si bien, casi la totalidad de las regiones están interconec-tadas al SEIN, existe una clara heterogeneidad en el merca-do eléctrico a nivel regional. Lo que se debe a las diferen-cias en la disponibilidad de fuentes de generación, sean estas cuencas hídricas aprovechables para la actividad de generación o acceso a ductos de transporte de gas natu-ral; presencia de la red de transmisión del SEIN; localiza-ción y rubro de las principales actividades económicas; densidad poblacional o número de clientes; entre otros.

La zona centro del país tiene ventajas respecto a los crite-rios previamente mencionados, por lo cual el desarrollo del sector en las regiones que la conforman ha permitido que, actualmente, concentre gran parte de la capacidad instalada de generación eficiente hidráulica y térmica (gas natural de Camisea), con lo cual destacan regiones como Lima (4 847 MW), Huancavelica (1 024 MW), Callao (610 MW) y Junín (446 MW), en el 2013.

En contraste, regiones en las cuales las principales activi-dades económicas se desarrollan en zonas remotas, como es el caso de la minería en la sierra y de la explotación de hidrocarburos en la selva, cuentan con una mayor presen-cia de unidades de autogeneración. Estas diferencias tam-bién se expresan en el consumo regional de energía, Lima concentra el 44,5% de las ventas totales, el 56,6% a clien-tes regulados y el 29% a clientes libres, en el año2012. Por su parte, Arequipa, Ica, Moquegua y Ancash concentran gran parte del consumo de clientes libres fuera de la ca-pital, estas regiones dan lugar a importantes operaciones mineras e industriales.

CAPÍTULO 4


En el ámbito regional, la potencia instalada con un total nacional de 11 051 MW, mos-tró un alto nivel de concentración en la zona centro del país. Solo las regiones de Lima y Callao, que cuentan con un parque de gene-ración principalmente térmico, representaron el 47% de esta. Esta situación se sustentó en la disponibilidad de suministro de gas natural de Camisea, lo cual favoreció la instalación de diversas centrales que aprovecharon este re-curso energético. Huancavelica fue la segunda región en contar con el Complejo Hidroeléc-trico de Mantaro, el más grande del país.

Entre las regiones de la zona norte destacaron Piura, Ancash y La Libertad. Estas contaron con una potencia instalada principalmente térmica en base a derivados del petróleo. Cabe destacar que en el caso de La Libertad, el 78% de dicha potencia instalada correspondió a unidades de autogeneración de las empresas mineras y agroindustriales.

Situación similar se dio en el caso de Loreto, re-gión en la cual el 72% de la potencia instalada correspondió a autogeneración. Esto se debió a las dificultades para conectar a las unidades de explotación y exploración de hidrocarburos que realizan actividades en la región, debido a las características geográficas de la zona.

En el caso de las regiones de la zona sur des-tacó Arequipa con un portafolio de generación relativamente diversificado. Moquegua y Puno también contaron con una significativa partici-pación de instalaciones de autogeneración de-bido a la presencia de importantes proyectos mineros en la zona.

MW

4.1. POTENCIA INSTALADA

Gráfico N° 36Potencia instalada por regiones, en 2013 (MW)

Fuente: MEM Hidraúlica

Térmica

Solar

Eólico

4 601

1 016

606 576415

1 021

446 420 344146 243 237

980

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

Lim

a

Hua

ncav

elic

a

Calla

o

Piur

a

Are

quip

a

Moq

uegu

a

Juní

n

Anc

ash

Lore

to

La L

iber

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Uca

yali

Ica

Otr

os


4.2. GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

En el caso de la generación de energía eléctri-ca a nivel regional, esta no reflejó necesaria-mente los niveles de potencia instalada visto previamente. Esto se debió a que, en el caso del mercado eléctrico, el COES se encargó de programar el despacho de las centrales que son parte del SEIN en base a una política de operación al mínimo costo. Por este motivo, re-giones como Junín, Ancash, Pasco, Cajamarca y Cusco pasaron a tener mayor relevancia en términos de generación gracias a que cuen-tan con centrales hidroeléctricas, tecnología con prioridad en la operación programada por el COES debido a su mínimo costo variable.

Aun así, la zona centro, liderada por Lima, Huancavelica y Callao, concentró el 67% de la producción total de energía eléctrica que en 2013 fue 29 070 GW.h. Nótese que el 70,4% de la generación de la región Lima se dio en base a fuentes térmicas, particularmente gas natural de Camisea. Las principales centrales térmicas de dicha región, Kallpa, Chilca 1 y Ventanilla, operaron con tecnología de ciclo combinado, la cual contó con prioridad en el despacho del sistema debido a su bajo costo variable, y les permitió abastecer aproximadamente el 40% de la demanda de energía eléctrica en 2013.

Gráfico N° 37Generación de energía eléctrica por regiones, en 2013 (GW.h)

Fuente: MEM Hidraúlica

Térmica

Solar

18 481

7 271

3 3182 753

1 612 1 3681 089 1 088 1 054 936 863 815

2 681

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

20 000

Lim

a

Hua

ncav

elic

a

Calla

o

Juní

n

Anc

ash

Are

quip

a

Lore

to

Moq

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a

Pasc

o

Caja

mar

ca

Cusc

o

Puno

Otr

os

GW.h


Las ventas de energía por regiones reflejaron el nivel de actividad económica y la demografía en las regiones. Así, de los 35 613 GW.h vendi-dos en 2013, Lima concentró el 43,3% de las ventas totales, el 72% de las ventas a clientes regulados y el 28% de las ventas a clientes li-bres. Cabe destacar que regiones como Are-quipa, Ica, Moquegua y Ancash contaron con una importante participación de clientes libres en el volumen de ventas, esto se debió a que dan lugar a importantes operaciones mineras e industriales. En términos agregados, el 56% de las ventas de energía eléctrica estuvieron destinadas al mercado de clientes regulados.

4.3. VENTAS DE ENERGÍA

Gráfico N° 38Ventas de energía eléctrica por región y mercado, en 2013 (GW.h)

Fuente: MEM Clientes Regulados

Clientes Libres

15 432

2 552 2 2681 821 1 817 1 745 1 476 1 448 1 245 1 242 929 659 525 457

1 997

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

Lim

a

Are

quip

a Ica

Anc

ash

Moq

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a

Calla

o

La li

bert

a

Juní

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Caja

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Lam

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Puno

Otr

os

GW.h


4.4. NÚMERO DE CLIENTES

En el año 2013 se registró la existencia de aproximadamente 6 156,3 miles de clien-tes, de los cuales solo 280 fueron clientes libres. En el caso de los clientes regulados, el 33% de estos pertenecieron a la región Lima, lo cual reflejó la alta densidad po-blacional de la región en comparación con el resto del país.

Piura, La Libertad y Arequipa contaron con una participación conjunta de aproxima-damente 18% y muestran un mercado regulado de similares dimensiones. Las 11 regiones que se muestran en el gráfico N° 39, con mayor número de clientes regulados representaron el 79% del total nacional. Esto no solo reflejó la heterogeneidad demo-gráfica de las regiones, sino también las diferencias en los coeficientes de electrificación.

Gráfico N° 39Número de clientes regulados por región, en 2013

Total clientes regulados 2013: 6 156 035

Fuente: MEM

Callao 207 709,3%

Puno 233 283,4%

Ancash 237 061,4%

Ica 185 577,3%

Otros 1 089 313,18%

Cajamarca 197 113,3%

Lambayeque 265 028,4%

Cusco 287 124,5%

Junin 292 099,5%

Arequipa 358 579,6%

La Libertad 371 635,6%

Piura 377 607,6%

Lima 2 053 907,33%


En el caso de los clientes libres, estos fueron 270 en el año 2013. Al igual que en el caso de los clientes regulados, la región Lima, junto con Callao, concentraron el 60% del total. Esto se debió a la gran presencia de acti-vidad industrial en dicha zona. Por otro lado, las regiones de Arequipa, Ica, Cusco, Junín, Piura y La Libertad destacaron conteniendo, en con-junto, el 29% del total de clientes libres. En estas regiones se observó una gran presencia de actividades mineras, agroindustriales e industria-les, principales demandantes del mercado eléctrico. (Ver Gráfico N°40).

Gráfico N° 40Número de clientes libres por región, en 2013

Total Clientes Libres 2013: 280

Fuente: MEM

Huancavelica 8,3%

Pasco 8,3%

La Libertad 9,3%

Lambayeque 4,1%

Otros 18,6%

Ancash 5,2%

Piura 10,4%

Junin 10,4%

Cusco 14,5%

Ica 15,5%

Arequipa 29, 10%

Callao 35,13%

Lima 115,41%


ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO POR REGIONES


IMPULSO DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS

RENOVABLES

[ 73 ]

En el marco de la política energética, el subsector elec-tricidad mantuvo un desarrollo sostenible, de tal manera que progresivamente se vino incorporando al parque de generación los Recursos Energéticos Renovables No Con-vencionales (RERNC); en línea con el avance que estas tec-nologías han tenido en el mundo.

La preocupación por el medio ambiente y la diversifica-ción de la matriz energética fueron las principales moti-vaciones para las reformas llevadas a cabo por el gobier-no con el fin de, paulatinamente, hacer viable un parque generador diversificado que aproveche la energía eólica, solar, biomasa y geotérmica.

A la fecha, se realizaron tres licitaciones de suministro con energía RERNC, las cuales suman un total aproximado de 882 MW de potencia instalada adjudicada. Cabe indicar que actualmente la participación de las RER, tiene un ni-vel muy bajo respecto al potencial RERNC, del cual solo el potencial eólico ascendió a 77 000 MW.

CAPÍTULO 5


Las fuentes de energía renovable se pueden clasificar en energías renovables convencionales y no convencionales. En el primer caso, se consideran básicamente a las grandes centrales hidroeléctricas, mientras que en el segundo caso, se consideran a las centrales eólicas, centrales solares, centrales geotérmicas, centrales de biomasa, centrales mareomotrices y las pequeñas centrales hidroeléctricas. Esta sección se enfocará en la importancia de los Recursos Energéticos Renovables No Convencionales (RERNC).

ENERGÍA SOLARUtiliza la radiación solar fuente de energía.

ENERGÍA EÓLICAUtiliza la fuerza de los vientos para mover turbinas,que asu vez mueven un alternador que produce energía eléctrica.

ENERGÍA BIOMASAProcede del aprovechamiento de materia orgánica e industrial formada en algún proceso biológico o mecánico.

ENERGÍA GEOTÉRMICAUtiliza el calor del interior del planeta como fuente de energía.

ENERGÍA MAREOMOTRIZAprovecha el movimiento de las mareas mediante su empalme a un alternador.

5.1. RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES (RER)


Los múltiples beneficios de los RERNC pueden resumirse en:

• Seguridad y diversidad energética: Las tecnologías renovables no convencionales contribuyen a la seguridad energética al proveer mayor diversi-dad en la oferta de energía.• Energía limpia: Reduce las emisiones de CO2 y ayuda a reducir la contaminación producida por el uso de fuentes fósiles.• Bajos costos de operación: Una vez instalados, los sistemas de energía solar y eólica operan a costos operativos muy bajos.

No obstante, las centrales que operan con dichas tecnologías pueden generar problemas ecológicos particulares, por ejemplo: las turbinas aéreas de las centrales eólicas pueden resultar peligrosas para las aves y generan externalidades como el ruido en la producción. Adicionalmente, presentan una serie de inconvenientes económicos que limitan su competitividad en costos:

• Altos costos de inversión: Requieren de inversiones iniciales significativas por el alto costo de este tipo de tecnología.• Variabilidad: Son sensibles a shocks climáticos, por lo tanto presentan bajo factor de carga. • Ubicación del recurso: Su generación está condicionada a la ubicación geográfica de sus fuentes de energía. Esto implicaría mayores costos de transmisión si estas se encuentran aisladas.

IMPULSOS DE RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES


5.2. TENDENCIAS GLOBALES DE LOS RERNC

El uso de fuentes de energía no convenciona-les ha comenzado a ser de gran interés mun-dial, gracias a las oportunidades de diversifi-cación de la matriz energética que ofrecen y por la mayor conciencia en los países respec-to al cuidado del medio ambiente. Respecto a esto, se han suscrito diversos compromisos internacionales como el protocolo de Kyo-to (1997), el acuerdo de Copenhague (2009) y la plataforma de Durban (2011) con el fin de mitigar los efectos del Cambio Climático.

Según la Administración de Información Ener-gética (EIA, por sus siglas en inglés), la gene-ración eléctrica mundial con RERNC presen-tó un crecimiento promedio anual de 8,63% entre 1990-2010, superior al crecimiento promedio de otras fuentes de energía: com-bustibles fósiles (2,81%), hidroeléctrica con-vencional (2,22%) y nuclear (1,52%). Este cre-cimiento se aceleró desde 2004 debido a las políticas energéticas renovables adoptadas, principalmente, por EE.UU., Alemania, China y Europa. No obstante, la producción en base a RERNC aún no logra una participación im-portante en la generación eléctrica mundial, representó el 3,8% de la generación mun-dial en 2010, lo cual indica que la generación RERNC se encuentra en una etapa incipiente pero con alto dinamismo en su crecimiento.

0

2 000

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1990

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1993

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1997

1998

1999

2000

2001

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2003

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2005

2006

2007

2008

2009

2010

TW.h

CAGR (19902 010): 3%

CAGR (1990-2010): 2%

CAGR (1990-2010): 9%

CAGR (1990-2010): 2%

CAGR (1990-2010): 3%

Fósil

Hidroeléctrica

Renovable No Convencional

Gráfico N° 41Generación de energía eléctrica mundial por fuente,1990-2010 (TW.h)

Fuente: EIA28 Nuclear

28 “International Energy Statistics”. EIA.


La generación proveniente de RERNC a nivel internacional mostró una mayor acogida hacia energías eólicas y solares. Dichas tecnologías pasaron de representar 13% y 1% del total de RERNC, en el año 2000, a 45% y 4% en el 2010, respectivamente. (Ver gráfico N°42).

Este mayor posicionamiento se debió al reco-nocimiento de que las tecnologías que apro-vechan los RERNC son menos contaminantes; y, además, la energía eólica presentó costos de inversión y mantenimiento cada vez más bajos.

Cabe destacar que China fue el país con mayor capacidad instalada en energía eólica (62,4 GW en 2011), logrando un crecimiento de 64% en el 2011; estos resultados fueron impulsados por la promulgación de la Ley de Energías Re-novables en el año 2005.

0%

10%

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2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Participación (%)

2010: 43%

2010: 9%2010: 4%

2010: 45%

Eólica

Solar y Mareomotríz

Geotérmica

Biomasa

Gráfico N° 42Participación de Energías Renovables No Convencionales por tecnología, 1990-2010

Fuente: EIA29




5.2.1. Incentivos al sector

La experiencia internacional indica que la implementación de políticas para la formación y promoción del mercado de RERNC necesita fijar metas sostenibles en el tiempo y establecer mecanismos de desarrollo para mejorar la competitividad de sus tarifas. Entre los mecanismos principales se encuentran los subsidios, las reducciones impositivas, los créditos preferenciales, las preferencias arancelarias a las importacio-nes de equipos de generación RER y/o respaldo financiero.

Al respecto, los subsidios mantienen un rol predominante en las estrategias de política de muchos países. Los subsidios toman diversas for-mas, incluyendo cuotas de participación, créditos impositivos, el Renewable Portfolio Standard (RPS) y el Feed in Tariff (FIT); siendo los dos últimos los más difundidos

RPS

FIT

30 “Reporte de Análisis Sectorial”. OSINERGMIN.

Fuente: OSINERGMIN30


El crecimiento económico sostenido que viene experimentando la economía peruana, que a su vez genera una mayor demanda de energía eléctrica, requiere que la oferta de generación en los próximos años se adecue a la demanda, se diversifique y, además, fomente la preserva-ción del medio ambiente. En tal sentido, promover que una parte importante de dicha oferta provenga de Energías Renovables No Conven-cionales es una opción más limpia y beneficiosa en términos ambientales.

5.3.1. Marco normativo que promueve el uso de RER

En mayo de 2008 se promulgó el Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad (D.L. N° 1002) y su respectivo reglamento (D.S. N° 050-2008, en octubre) que busca promover la inversión privada en la producción de electricidad con RERNC (incluye la generación con recursos hídricos con un potencia instalada menor a 20 MW). Esta ley contempla los siguientes incentivos a la inversión:

Energía requerida RER hasta 5% del consumo anual durante los primeros cinco (5) años , sin incluir pequeñas

hidroeléctricas. En adelante, esta participación puede ser incrementada por el MEM.

Despacho preferencial (se considerará costo variable de producción igual a cero).

Venta asegurada de la energía generada con RER en el mercado de corto plazo a costo marginal más una prima

.

Se cubre la energía requerida mediante subastas que otorgan un contrato de suministro entre 20 y 30 años

.

Incentivos tributarios: el régimen de depreciación acelerada de activos para efectos de impuesto a la renta y la

recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas (IGV).

Marco Normativo

Subastas

La convocatoria a subastas con periodicidad de 2 años es conducida por Osinergmin.

El requisito para ser postor es tener estudio de prefactibilidad (con una antigüedad no mayor a 2 años).

En las bases se establece la cantidad de energía requerida por cada tecnología.Osinergmin establece una tarifa máxima de adjudicación.

Los postores ofrecen precio y cantidad de energía.

La evaluación de ofertas es de manera independiente por tipo de tecnología RER, el factor de competencia es el precio ofertado.

Los equipos a instalar deberán ser nuevos (con una antigüedad no mayor a 2 años).

5.3. ENERGÍAS RENOVABLES EN EL PERÚ

Fuente: Decreto legislativo y reglamento


5.3.2. Subastas RER de suministro de energía al SEIN

En el marco de la Ley de Promoción de la Inversión en Generación de Electricidad RER y conforme a su respectivo reglamento, OSINERGMIN realizó desde 2010 hasta la fecha tres subastas de Suministro de Energía con RER al SEIN por un plazo de 20 años

Energía requerida (GW. h/año)

Energía Adjudicada (GW. h/año)

Potencia Instalada Adjudicada (MW)

En operación (MW)

Construcción (MW)

Inversión Total (millones US$)

1314

887

411

186

221

427

104

21

18

0

1 981

1 153

210

0

35

459

1 620

1 278

240

N.d

N.d.

N.d.

Primera Licitación

Primera Convocatoria

Segunda Convocatoria

Segunda Licitación

terceraLicitación

977

Cuadro N° 7Licitaciones de Suministro al SEIN

Fuente: OSINERGMIN31

31 Supervisión de Contratos - Proyectos del Sector Eléctrico - Información a diciembre de 2013. OSINERGMIN.


La primera subasta adjudicó 411 MW a 37 pro-yectos con un precio promedio de US$ 80,5 por MW.h en 2010; algunos de ellos entraron en operación comercial en 2012 y 2013, los demás se incorporarán entre 2014-2016. Sin embargo, la primera subasta quedó parcial-mente desierta por existir energía requerida no cubierta para tecnologías con biomasa y solar. En marzo de 2010, se adjudicaron 20,5 MW a 3 proyectos cuyo objeto fue completar dicha energía requerida no cubierta. La segunda subasta adjudicó 210 MW a 10 proyectos con un precio promedio de US$ 61,9 por MW.h, en 2011, y entrarán en operación comercial a par-tir de 2014. Finalmente, la tercera subasta adju-dicó 240 MW a 19 proyectos hidroeléctricos (< 20 MW) con un precio promedio de US$ 57 por MW.h, en el año 2013. ((Ver gráfico N°43).


32 Sistema de Información de Energías Renovables. OSINERGMIN.

Subasta 1 (MW)

Subasta 2 (MW)

Subasta 3 (MW)

Precio Pond. Subasta 1

Precio Pond. Subasta 2

Capacidad instalada (MW) y precio promedio (US$/MW.h) por subasta

181

142

80

29

102 90

162

240

0

50

100

150

200

250

0

50

100

150

200

250

300

Hidroeléctrica Biomasa

Precio Promedio (US$/MW.h)Capacidad Instalada Adjudicada (MW)

Fuente: OSINERGMIN.


5.3.3. Evolución de RERNC en el PERÚ

0

20

40

60

80

100

120

ene-

12

feb-

12

mar

-12

abr-

12

may

-12

jun-

12

jul-1

2

ago-

12

sep-

12

oct-

12

nov-

12

dic-

12

ene-

13

feb-

13

mar

-13

abr-

13

may

-13

jun-

13

jul-1

3

ago-

13

sep-

13

oct-

13

nov-

13

dic-

13

GW.h

A diciembre de 2013, existen 20 centrales de generación RER que producen electrici-dad en el SEIN, de las cuales 13 son peque-ñas hidroeléctricas (< 20MW), 3 de biomasa y 4 centrales solares. La generación en base a RERNC superó los 1 000 GW.h en 2013, la cual representó 2,5% del total de la producción de electricidad. Al respecto, la generación hi-dráulica (< 20MW) obtuvo la mayor partici-pación con aproximadamente 50% del total de la producción RER, seguida por la energía de biomasa (que incluye la C.T. de cogenera-ción Oquendo) con 33% y energía solar con 20% (para mayor detalle ver Anexo 7.3.18).

La generación hidráulica (< 20 MW) entre enero de 2012 y diciembre de 2013 provino principalmente de las centrales Carhuaquero IV (16%), La Joya (15%), Huasahuasi I (12%) y Huasahuasi II (12%). Por otro lado, la genera-ción con biomasa presentó una mayor partici-pación de la central Paramonga que funciona a base de residuos agroindustriales (bagazo de caña de azúcar). Por último, la generación so-lar presentó un crecimiento constante desde la puesta en marcha de las centrales Majes Solar, Repartición, Tacna Solar y Panamericana Solar, a fines de 2012. Dichas centrales tuvieron una participación de 25%, 25%, 25% y 26% de total de la producción solar en el año 2013, respec-tivamente.

33 “Informe Mensual de la Operación del SEIN”. COES.

Gráfico N° 44Generación Eléctrica RER mensual en Perú, 2012 – 2013 (GW.h)

Fuente: COES33 Hidroeléctrica (< 20 MW)

Biomasa

Solar


5.3.4. Disponibilidad de RERNC en el Perú

5.3.4.1. Energía eólica

El mayor potencial de energía eólica35 se encuentra en el litoral de la costa peruana debido a la fuerte influencia del anticiclón del Pacífico y a la cordillera de los Andes que generan vientos provenientes del suroeste en toda la región costera. Según el Atlas Eó-lico del Perú, desarrollado en 2008, se estima que el potencial eólico estaría sobre 77 000 MW, y que en forma aprovechable pueden obtenerse más de 22 000 MW


34 Elaboración de la nueva Matriz Energética Sostenible y Evaluación AmbientalEstratégica, como instrumentos de planificación, enero 2012.35 Documento promotor del Subsector Eléctrico (2012).

Gráfico N° 45Mapa potencial de energía eólica en el Perú

El plan de desarrollo para las RER 2012- 2040 del MEM.34 indica que la participación de las RERNC en la oferta de generación a mediano y largo plazo debe alcanzar 20%. El monto de inversión requerido para alcanzar dicha participación al 2040, se estima en US$ 8 757 millones.

Fuente: MEM

0 - 1

1 - 2

2 - 3

3 - 4

4 - 5

5 - 6

6 - 7

7 - 8

8 - 9

9 - 10

> 10

m/s


5.3.4.2. Energía solar

Perú cuenta con altos niveles de radiación solar que hacen factible la implementación de par-ques solares para el abastecimiento de electri-cidad al SEIN como para sistemas aislados. La zona costera sur del país (Arequipa, Moquegua, Tacna) destaca por su nivel de radiación solar entre 7 – 7.5 kW.h/m2. El potencial económi-co y técnico de los proyectos solares se vuelve cada vez mayor debido a las normas peruanas, así como el avance tecnológico y la evolución decreciente de los costos en infraestructura.

Gráfico N° 46Mapa potencial de energía solar en el Perú

Fuente: MEM

< 4,0

4,0 - 4,5

4,5 - 5,0

5,0 - 5,5

5,5 - 6,0

6,0 - 6,5

6,5 - 7,0

7,0 - 7,5

>7,5

KW h/m2


5.3.4.3. Energía biomasa

A la fecha no se han realizado estudios para determinar el potencial de capacidad instalada en biomasa para la generación eléctrica. Según el MEM, estimaciones basadas en registros de producción de residuos agroindustriales, en el año 2009, indican que se puede obtener hasta 177 MW en centrales convencionales de bio-masa y 51 MW con biogás.

De acuerdo con el diagnóstico del Plan Nacio-nal de Gestión Integral de Residuos Sólidos del Consejo Nacional del Ambiente, los residuos sólidos generados en el Perú tienen las siguien-tes características generales:

Ámbito municipal urbano: aproximadamen-te 13 000 toneladas diarias (TMD).

Composición: 55% material orgánico, 20% materiales reciclables y 25% materiales no re-ciclables.

Cajamarca, Arequipa, La Libertad, Piura y Lambayeque concentran el 25% de municipa-lidades que realizan el recojo de basura en re-llenos sanitarios.

Ámbito industrial: 4 700 TMD cuya compo-sición es 81% material peligroso y 19% no pe-ligroso.


Gráfico N° 47Destino final de la basura recolectada en el año 2008 (número de municipalidades)

Fuente: MEM


Perú posee un alto potencial geotérmico debi-do a su ubicación geográfica en el cinturón de fuego del Pacífico. Por ello, el país se caracteri-za por la presencia de volcanes activos como el Coropuna (6 425 m), Sabancaya (6,000 m), Misti (5 825 m), Ubinas (5 672 m), Tutpaca (5,806 m), Ticsani (5 430 m), entre otros cientos de volca-nes inactivos; aguas termales y géiseres.

De acuerdo con el Plan Maestro de Energía Geotérmica en el Perú (2012), el MEM estima un potencial geotérmico de 2 860 MW. Diver-sos estudios, que incluyen los de Electrope-rú, INGEMMET, entre otros, definieron que la ubicación de los campos geotermales se con-centra en seis regiones: Cajamarca y La Liber-tad (Región I); Callejón de Huaylas (Región II); Churín (Región III); Zona Central (Región IV); Eje Volcánico del Sur – Arequipa, Moquegua y Tacna (Región V); y Cusco - Puno (Región VI).

Gráfico N° 48Mapa con manifestaciones geotermales en Perú

5.3.4.4. Energía geotérmica

Fuente: MEM, INGEMMET




COMPARACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO CON OTROS

PAÍSES DE LATINOAMÉRICA

[ 89 ]

Las reformas del Sector Eléctrico en los principales paí-ses de América Latina y el Caribe (ALyC) se centraron principalmente en la desintegración vertical de la in-dustria y en el otorgamiento de incentivos a la inversión privada. No obstante, algunos países como Venezuela, Ecuador y Bolivia optaron por incrementar la presencia del Estado y por fomentar la integración en el sector.

En el año 2012, Perú fue el 7.o país en términos de de-manda de energía y de PBI, además se mantuvo como uno de los países con menor intensidad de uso de ener-gía eléctrica a pesar de los avances experimentados en la última década. El país cuenta también con una importante participación de generación hidráulica de la producción total (51,5%) y un parque térmico a gas natural, carbón y RER que representó el 66,6% del total nacional; sin embargo, por la diversidad geográfica del país, el precio medio de la energía eléctrica en Perú es el cuarto de la muestra de países que se ha graficado.

Cabe mencionar que países como Argentina y Vene-zuela cuentan con un esquema de control de precios que los ponen en una mejor posición respecto al Perú.

CAPÍTULO 6


6.1. EL SECTOR ELÉCTRICO EN AMÉRICA LATINA

Según la Corporación Andina de Fomento (CAF 2013), en casi todos los países de América del Sur existen remuneraciones a la capacidad de genera-ción separadas de las de energía, con excepción de Brasil, y los precios spot resultan de los costos marginales obtenidos de modelos de optimización de la operación que emplean costos variables de las centrales, con la excepción de Colombia, donde se emplean ofertas de precios de los generado-res. En Argentina, Brasil y Uruguay existen cotas superiores explícitas a los precios spot; en Ecuador hay normas que fijan precios regulados para los contratos en base a la remuneración de costos.

El mecanismo para asegurar el abastecimiento de electricidad a largo plazo son los contratos de suministro de electricidad, los cuales se complemen-tan con el mercado spot de electricidad. Por otro lado, la transmisión en ALyC se planifica centralizadamente y las expansiones se realizan a través de mecanismos competitivos de adjudicación de obras, es decir, mediante procedimientos competitivos que adjudiquen su construcción y manteni-miento a la menor remuneración anual.

Las reformas del Sector Eléctrico en los principales países de América Latina y el Caribe (ALyC) comenzaron desde inicios de los años ochenta y se profun-dizaron en los noventa en temas relacionados con la desintegración vertical de la industria e incentivos a la inversión privada. No obstante, algunos países como Venezuela, Ecuador y Bolivia optaron por incrementar la prestencia del Estado y por fomentar la integración en el Sector Eléctrico en la última década.

Reformas: Integración vertical y/o mayor participación estatal

2013200820072004200219961995199419921982

Chile Perú Colombia Brasil Brasil México

Argentina

Ecuador

Bolivia

Argentina Venezuela Ecuador

Bolivia

Reformas: desintegración vertical y/o pro mercado (mayor inversión privada)

Gráfico N° 49Reformas en los principales países en ALyC


En cuanto a la importancia de la electricidad en el consumo final de energía de ALyC, esta re-presentó cerca de 16% en 2010, según la Orga-nización Latinoamericana de Energía (OLADE).

El consumo de electricidad de ALyC, que en 2010 alcanzó cerca de 1 100 Terawatts hora (TW.h), representó 6% del consumo mundial de elec-tricidad (18 466 TW.h), en dicho año, según EIA.

Los principales consumidores de electrici-dad en ALyC son el sector industrial (44%); residencial (27%); comercial y servicios (22%); agro, pesca y minería (7%); transporte y otros. Asimismo, los sectores que más participación obtuvieron en la estructura del consumo de electricidad son el residencial y el comercial, estos pasaron de representar 44%, en el año 2000, a cerca de 50% en el 2010, mientras que en ese mismo periodo el sector industrial pasó de 51% a 44% a favor de la mayor relevancia del sector primario exportador (minería, pesca, etc.) que pasó de 4% a 7%, respectivamente.

El consumo de electricidad está muy relacio-nado con la actividad económica, medida a través del Producto Bruto Interno (PBI) de los países. Es así que los que tienen mayor parti-cipación en el PBI de ALyC son también los países que tienen mayor participación en el consumo de electricidad. (Ver gráfico N°50).

41,4%

19,3%

10,1%8,3%

4,9% 4,1%2,7%

9,3%

43,5%

21,3%

7,5%6,0% 5,8%

4,4%3,1%

8,4%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Brasil México Argentina Venezuela Chile Colombia Perú Otros

Participación (%)

Participación en PBI

Participación en Consumo Electricidad

36 “World Economic Outlook” – Database. FMI. “International Energy Statistics”. EIA.

Gráfico N° 50Importancia de los principales países de ALyC en el PBI y en el consumo de electricidad, en 2010

Fuente: FMI y EIA36

COMPARACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO CON OTROS PAÍSES DE LATINOAMÉRICA


En el siguiente gráfico se observa el tamaño re-lativo de los países en cuanto a actividad eco-nómica (medida por su PBI en dólares en PPP) y demanda de electricidad (medida en TW.h) para una muestra de 11 países de América del Sur y México en el año 2012. ((Ver gráfico N°51).

Brasil

México

Argentina

Venezuela

Chile

Colombia

Perú

Ecuador

Paraguay

Uruguay

Bolivia

2 330

1 798

735

398

317

497

323

149

40

54

55

448

234

121

85

62

59

34

16

7

10

11

Demanda Energia (TW.h)

PBI (Miles de Millones US$, PPP)

Gráfico N° 51PBI y demanda de electricidad de países seleccionados, en 2012

Fuente: FMI para PBI y diversas para demanda de electricidad. 37

37 Ver Anexo 7.3 para el detalle de fuentes por país.

0 500 1 000 1 500 2 000 2 500


Asimismo, para esa misma muestra de países el consumo per cápita de electricidad se incre-mentó en 54% entre 2000 y 2012, mientras que el PBI per cápita lo hizo en 73%, en el mismo pe-riodo. Es decir, el consumo per cápita de elec-tricidad creció a una tasa promedio de 3,7% y el PBI per cápita en 4,7% en el mismo periodo. Así, Perú que en el año 2000 estaba por deba-jo de Ecuador y Colombia, superó al primero e igualó al segundo en términos de la rela-ción consumo de electricidad y PBI per cápita.

Gráfico N° 52Relación entre el consumo per cápita de electricidad y el PBI per cápita

Fuente: Banco Mundial, FMI y EIA. 38

38 “Indicadores de Desarrollo Mundial”. BM. “World Economic Outlook” – Database. FMI. “International Energy Statistics”. EIA.


300 600 1200 2400

12 00

PBI per cápita promedio:

Consumo de Electricidad per cápita:

1,407 kW.h/hab

Consumo de electricidad per cápita (kW.h/hab)

7 087 US$

Per capita GDP (PPS) - US$

10 00

8 000

6 000

4 000

2 000

Argentina

Mexico

Chile

Uruguay Venezuela

Brasil

Año 2000

Perú

Ecuador Colombia

Paraguay

Bolivia

Consumo de Electricidad per cápita:2 170 kW.h/hab

Consumo de Electricidad per cápita (kW.h/hab)

PBI per cápita promedio: 12 287 US$

Año 2012

Brasil

500 1 000 2 000 4 000

18 500

PBI per Cápita (PPP) - US$

16 500

14 500

12 500

10 500

8 5008 500

6 500

4 500

Perú

Ecuador

Argentina

Mexico

Chile

Uruguay

Venezuela

Paraguay

Bolivia


1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

1 400

1 200

1 000

800

ALyC

600

400

200

CAGR (1980 - 2010): 4,4 %

Hidroeléctrica

Nuclear

RERNC

Fósil

Hidroeléctrica

Nuclear

RERNC

Fósil

Gráfico N° 53Generación eléctrica en el mundo y ALyC, 1980 – 2010 (TW.h)

TW.h

25 000

20 000

15 000

10 000

TW.h

MUNDO

5 000

CAGR (1980 - 2010): 3%

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

Fuente: EIA 39


De acuerdo con el EIA, la generación de elec-tricidad en ALyC se produjo con fuentes más limpias y mostró mayor dinamismo que la ge-neración eléctrica mundial. ALyC se caracteriza por tener una mayor participación hidráulica, por lo tanto, estos países se enfrentan al riesgo hídrico durante las épocas de estiajes (sequías), aunque es menos contaminante, mientras que en el ámbito mundial la generación se carac-teriza por tener mayor participación de fósiles, en particular de carbón (rprincipal fuente de generación de China, el primer productor mun-dial de electricidad).


La generación de ALyC sumó aproximadamen-te 1 300 TW.h y la capacidad instalada alcanzó cerca de 310 Gigawatts (GW), en el año 2010. La mitad de la capacidad instalada en ALyC es hidráulica, seguida por la térmica con 47% y nuclear con 1,4%, concentrada en tres países: Argentina, Brasil y México, según OLADE. Los RERNC representan todavía un bajo porcentaje de la capacidad instalada en ALyC, cerca de 5%, y se concentran en geotérmica, principalmente en países del Caribe como Costa Rica, El Salva-dor, Guatemala, México y Nicaragua, y eólica, en particular en Brasil, México, Chile, etc.

Brasil cuenta con el parque generador con ma-yor capacidad instalada de ALyC (con mayor participación hidráulica), seguido por México, Argentina, Venezuela, Chile, Perú y otros. De este grupo, Paraguay sobresale por tener un parque generador complemente hidráulico y México por tener uno de los parques con ma-yor participación térmica. (Ver gráfico N°54).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Brasil

México

Argentina

Venezuela

Chile

Colombia

Perú

Paraguay

Ecuador

Uruguay

Bolivia

Participación (%)

120 973

63 195

31 056 27 723

18 32814 478

8 267 8 818 5 454 2 779 1 3850

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

MW

Hidráulica

Hidráulica

Térmica

Térmica

Otros

Otros

Gráfico N° 54Capacidad instalada por fuente de generación de los principales países de ALyC, en 2012

Fuente: Diversas 40

40 Ver Anexo 7.3 para el detalle de fuentes por país.


Brasil

México

Argentin a

Venezuel a

Chile

Colombia

Perú

Paraguay

Ecuador

Uruguay

Bolivia


En términos de comercio exterior, Paraguay es el principal exportador de electricidad con destino a Brasil y Argentina, por lo tanto, estos dos últimos son los principales importadores de electricidad de ALyC.

De la muestra de 11 países se estimó el prome-dio ponderado del precio medio de electrici-dad (que incluye el precio de generación y ta-rifas de transmisión y distribución) en cerca de US$ 110 por MW.h, en el año 2012.41 Algunos países de la muestra, como son Argentina, Ve-nezuela y otros, mantienen subsidios al sector eléctrico que se aplican a los precios de los combustibles empleados en la generación y en las tarifas a clientes finales. ((Ver gráfico N°55).

197

153

11399

9079 73 72

62

4125

0

50

100

150

200

250

Uruguay

Brasil

Chile

Perú

México

Ecuador

Argentina

Paraguay

Colombia

Bolivia

VenezuelaGráfico N° 55Precios medios de electricidad, en 2012

Fuente: Diversas 42

41 La ponderación del precio se realizó sobre la base de la participación de cada país en la demanda de electricidad. 42 Ver Anexo 7.3 para el detalle de fuentes por país.


ANEXOS


7.1. ESTRUCTURA DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS LATINOAMERICANOS

7.1.1. BRASILEl sector eléctrico está segmentado, vertical-mente desintegrado, en generación, transmi-sión, distribución, comercialización, importa-ción y exportación con las reformas de 1995 (Ley 9074: Ley de Concesiones del Servicio de Energía Eléctrica) y 2004 (LEY 10848: Comercia-lización de Energía Eléctrica).

El Estado federal controlaba el sector mediante empresas verticalmente integradas hasta antes de 1995 para luego comenzar un proceso de pri-vatización que, no obstante, dejó al Estado con un rol importante en el sector mediante la par-ticipación de Electrobras en todos los segmen-tos del mercado, en particular, controla cerca de cuatro quintos de la generación hidroeléctrica. El Sistema Interligado Nacional (SIN), que cubre más de la mitad del territorio brasileño y casi la totalidad de la demanda eléctrica, está cons-tituido por cuatro subsistemas: el subsistema Interligado Sudeste/Centro-Oeste atiende a la mayor demanda electricidad por concentra-ción de población y producción industrial (es principalmente, importador de otros subsiste-mas y países vecinos como Paraguay). Luego están, por tamaño, los subsistemas Interligado sur, noreste y norte. Además, existen sistemas aislados en la región amazónica (más de dos quintos de territorio de Brasil) que atienden a una pequeña fracción de la demanda eléctrica (cerca de 2%).

El sistema eléctrico brasileño es el más grande de ALyC por capacidad de generación (cerca de dos quintos de la capacidad instalada) y por extensión de líneas de transmisión (cuenta con más de 100 mil km de L.T. de tensión igual o superior a 230 kV). Es un sistema hidrotérmico cuya principal fuente de generación es hidráu-lica (aproximadamente 2/3 de capacidad insta-lada).

Brasil cuenta con importante capacidad térmi-ca sobre la base de biomasa (9 860 MW, funda-mentalmente sobre la base de bagazo de caña de azúcar) y es uno de los tres países de ALyC que cuenta con energía nuclear (dos plantas nu-cleares con capacidad instalada de 2,007 MW).

En cuanto a comercio internacional de electri-cidad, Brasil tiene acuerdos de interconexiones con Paraguay (remanente de la energía de la C.H. Itaipú de 14 000 MW y otro de 50 MW), Argen-tina (interconexión de 2000 MW que no están operativos), Venezuela (200 MW, no integrada al sistema interconectado) y Uruguay (de 70 MW).

De acuerdo con la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), el organismo de regulación y fiscalización del sector eléctrico, fundado en 1996, no existe remuneración a la potencia instalada que complemente los ingresos por contratos. Las expansiones de la capacidad de generación se realizan desde 2004 sobre la base de contratos de suministro de electri-cidad. El abastecimiento de distribuidoras se realiza en el ambiente de contratación regu-lada mediante subastas con tiempo de anti-cipación entre 3 y 5 años anteriores al año de inicio del suministro para nuevas centrales de generación (con plazos de contrato mínimo de 15 años y máximo de 30 años) y un año anterior

para centrales existentes (con plazos de contra-to mínimo de 5 años y máximo de 15 años).

El marco regulatorio prevé que los generado-res contraten bajo dos esquemas:

• Modalidad de cantidad de energía, donde el generador asume el riesgo de la cantidad con-tratada.• Modalidad de disponibilidad donde el riesgo de la cantidad es asumida por el distribuidor. El abastecimiento de los clientes libres (consu-midores con demanda igual o superior a 3 MW conectados luego de julio de 1995 y anterior a esta fecha consumidores con tensión mayor o igual a 69 kV) se realiza en el ambiente de con-tratación libre a través de contratos bilaterales con generadores, comercializadoras e importa-dores.

Brasil cuenta con incentivos para generación con fuentes renovables no convencionales ya sea dentro del Programa de Incentivos a las Fuentes Alternativas (PROINFA) desde 2002 o Subastas de Fuentes Alternativas desde 2007 (Decreto 6048).


El Estado mantiene la propiedad de la mayor parte de la red troncal de transmisión (con ten-sión mayor o igual a 230 kV). Las expansiones son planificadas y realizadas mediante subas-tas con contratos de construcción, operación y mantenimiento con plazos de 30 años, los cuales son remunerados con un ingreso anual permitido revisados por el ANEEL cada 4 o

5 años (con reajustes anuales). La tasa de re-torno real regulada es 6.64% (periodo 2013 – 2018) para empresas de trasmisión existentes hasta 1999 y 4.6% (actualizada cada 5 años) para las obras licitadas desde 2000.

El segmento de distribución tiene alta partici-pación privada aunque una parte de estados federales se mantiene en manos del Estado. La regulación de las tarifas se realiza cada 4 años mediante esquemas de valor nuevo de reem-plazo para activos (la tasa de retorno real regu-lada para los activos es 7.5%) y price cap para los costos de operación y mantenimiento (en particular para los costos gerenciables o bajo control de la empresa).

La planificación de la generación y transmisión está cargo de la Empresa de Pesquisa Energéti-ca (EPE), creada en 2004, y vinculada al Ministe-rio de Energía y Minas. A parte de su principal función de realizar estudios y proyecciones de la matriz energética y aprovechamiento poten-cial de recursos, también realiza la obtención de licencias ambientales previas para las licita-ciones de centrales hidroeléctricas y expansio-nes de transmisión.

Fuente: ANEEL,ONSE, FMI y BM

ANEXOS

11 3592 330 216

198,66

448 1172 545

72 70672 377 04572 374 028

3 017120 97366%27%

552 498415 342

71 396N.d.

106 444(750, 600, 500, 440, 345 y

230 kV) 152,65

Gaz Naturel. Importé.

Brésil (2012)


7.1.2. MÉXICOEl Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está verti-calmente integrado en generación, transmi-sión, distribución y comercialización a través de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), empresa estatal encargada exclusivamente de la prestación del servicio público de energía eléctrica (Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 1960). Asimismo, el SEN cuenta con participación privada en el sector generación a través de permisionarios según lo estipulado en 1992 (Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica). El Centro Nacional de Con-trol de Energía (CENACE) se encarga de coordi-nar la operación del sector.

El Sistema Interconectado Nacional (SIN) es principalmente térmico (representa más de dos tercios del total de capacidad instalada), su principal fuente de generación es gas natural (más del 50% de la generación), seguido de residuales y carbón. Entre las principales cen-trales térmicas están: Petacalco con casi 3 000 MW; Tuxpan con 2 263 MW y Tula con2 095 MW.

México también produce electricidad sobre la base de energía nuclear (1365 MW, lo cual re-presenta poco más del 2% de la capacidad ins-talada). Esta se ubica en la región sur-sureste.

Respecto a la comercialización internacional, el SEN está interconectado con Estados Uni-dos (Diablo-Paso del norte de 115 kV y Azcára-te-Reforma de 115 kV en Texas, ambos suman 200 MW; Laredo-Nuevo Laredo de 100 MW con tensión de 230 kV en Texas, entre otros). Belice (West-Chetumal de 40 MW, con tensión de 115 kV) y Guatemala (Los Brillantes-Tapachula de 120 MW, con tensión de 400 kV).

El sector generación está conformado por el sector público y el privado. El sector público, que mantiene una alta participación en este sector, incluye a la CFE y a los Productores In-dependientes de Energía (PIE), quienes deben entregar la totalidad de su producción eléctrica a la CFE.

En el caso de los PIE, el Estado asigna contra-tos de compraventa de energía a largo plazo a través de licitaciones donde los postores compiten vía precios (plazo 25 años en caso de centrales de ciclo combinado). Por otro lado, el sector privado agrupa a los permisionarios quienes pueden participar en este sector bajo la modalidad de cogeneración, autoabasteci-miento, productor independiente, pequeña producción, exportación e importación de energía eléctrica. Estas modalidades se rela-cionan con la CFE mediante instrumentos de regulación (contratos de interconexión, con-venios para el servicio de transmisión, entre otros) que son regulados por la Comisión Re-guladora de Energía (CRE).

Los sectores de transmisión, distribución y comercialización se encuentran monopoliza-dos por la CFE. Las redes de transmisión (red troncal con tensión de 230 kV y 400kV, red de subtransmisión con tensión de 69 kV a 161 kV) y distribución (2.4 kV a 34.5 kV) alcanzaron una longitud total de 845 201 km, en el año 2011 (la distribución representa más del 75% del total). Las inversiones de ampliación en este sector son financiadas por el Estado, mientras que su construcción se realiza por privados.

En diciembre de 2013 fue declarada constitu-cional la Reforma Energética, la cual contempla la apertura del sector generación a la inversión


Fuente: SENER, FMI y BM

México (2012)

798 35315 363117.06

234 2192 228

38 000Nd

36 399 804Nd

63 19522%72%

Gas Natural.260 49831 317

212 84831%

95 957

90,19(400, 230,161,138 y 115 kV)

43

privada. En este sentido, los privados podrán vender directamente el servicio público de energía eléctrica a terceros sin que la CFE par-ticipe como intermediario. Asimismo, la CFE podrá celebrar contratos con privados para el mantenimiento, expansión y operación de los segmentos de trasmisión y distribución, sin que el Estado pierda el control exclusivo de ambos sectores.

)1

43 La potencia instalada incluye a la CFE, a los PIE y a los permisionarios.

ANEXOS


El sistema eléctrico se encuentra segmentado en generación, transmisión y distribución con la reforma de 1992. Luego de la crisis macro-económica del año 2001, se establecieron por normas (Ley 25.561 de Emergencia Económi-ca en 2002) la pesificación de las tarifas. Por lo tanto se dejó sin efecto las cláusulas de ajuste e indexación y se estableció un techo al cos-to marginal (Resolución SE 240/03). El Estado mantiene una alta intervención en el sector.

El Sistema Interconectado está constituido por el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que cubre las zonas norte y central del país, y el Sistema Interconectado Patagónico (SIP), que abarca el sur del país. Ambos sistemas están in-tegrados desde marzo de 2006. El sistema eléc-trico argentino es principalmente térmico so-bre la base de gas natural y cuenta con energía nuclear (tres centrales nucleares con capacidad instalada de 1 005 MW) como fuente para ge-neración eléctrica.

En cuanto a comercio internacional de elec-tricidad, Argentina mantiene interconexiones con Brasil con una capacidad de 2 000 MW, no están operativas; Chile a través de la L.T 345 kV Andes-Salto; Paraguay, remanente de la represa binacional de Yacyretá de 3 200 MW y Uruguay con una interconexión de 2 000 MW.El Estado mantiene una política de subsidios a través del Fondo Unificado al Fondo de Estabilización dado que la tarifa eléctrica no cubre los costos marginales de generación (existe una políti-ca de tarifas congeladas desde el año 2003).

La expansión de la capacidad de generación se realiza mediante contratos directos con distri-buidores o con grandes usuarios (mayor a 30 kV).

7.1.3. ARGENTINA


Los servicios de transporte y distribución se llevan a cabo a través de contratos de conce-sión bajo procesos de licitación. Las amplia-ciones del sistema de transmisión se realizan vía obras impulsadas por el gobierno o a tra-vés del Plan Federal de Transporte Eléctri-co, el cual se inició a mediados del año 2003.

Fuente: CAMMESA, FMI y BM

PBI (millones US$ PPP ) 735 125

17 917

41,09

121 192

2 950

21 949

N.d.

N.d.

N.d.

31 05636%

60%

Gas Natural(Importada)

125 382

36 626

82 495

11%

47 912

73,36

(500, 330, 220, 132

PBI per cápita( US$ PPP )

Población( millones )

Indicadores Sector EléctricoDemanda Electricidad (GW.h)

Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab)

Demanda Máxima(MW)

Número de usuarios

Regulados

Libres

Potencia Instalada (MW)Participación Hidráulica(%)

Hidráulica

Participación Térmica(%)

Térmica

Márgen de Reserva

Líneas de Transmisión (km)

(US$/MW.h)

Argentina (2012)

Principal Fuente Térmica

Generación Eléctrica(GW.h)

kV)

ANEXOS


El sistema eléctrico se encuentra controlado por la Corporación Eléctrica Nacional (COR-POELEC), única empresa estatal encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización desde el año 2007.

El sistema eléctrico es principalmente hidro-térmico con mayor participación de energía hi-dráulica. Las principal zona de generación del país es Guayana en el estado de Bolívar, única zona exportadora neta, donde se encuentran las tres principales centrales hidroeléctricas del país: Simón Bolívar (Guri) con 8 851 MW, Anto-nio José de Sucre (Macagua) con 2 930 MW y Francisco de Miranda (Caruachi) con 2 196 MW.

El riesgo hídrico se incrementó después de la crisis energética (2009-2013) debido a una pro-longada sequía que ocasionó que el agua en el embalse de la represa de Guri alcanzara niveles muy bajos por lo cual la inversión estatal se ha redireccionado hacia proyectos que amplíen la capacidad térmica sobre la base de gas natural y derivados del petróleo.

Venezuela tiene comercio internacional de electricidad con Colombia (exportador neto a Venezuela) y Brasil (importador neto de Ve-nezuela). La importación de energía eléctrica desde Colombia se incrementó desde 2011 a raíz de la crisis energética mediante las in-terconexiones Corozo-San Mateo (150 MW), Cuestecita-Cuatricentenario (150 MW) y Cada-fe-Zulia (36 MW). En el caso de Brasil, Boa Vista de 200 MW es la línea que une a ambos países.

7.1.4. VENEZUELA


Después de más de 10 años de tarifas congela-das desde 2002 y con un subsidio que actual-mente cubre el 80% de la tarifa, Venezuela pre-sentó un nuevo esquema tarifario que arrancó en el 2014, el cual propone disminuir los sub-sidios en la tarifa eléctrica y acercarla más a su costo real, ello dentro del marco del I Congreso Venezolano de Uso Racional de Energía Eléctri-ca y Energías Renovables.

Fuente: CORPOELEC, FMI y BM


13 480

29,95

84 760

3 313

18 3575 986 018

5 282 414

703 604

27 72353%

47%

Gas Natural(Importada)

127 854

81 852

45 952

N.d.

28 947

25,34



Indicadores Sector Eléctrico

Demanda Electricidad (GW.h)


Demanda Máxima(MW)Número de usuarios

Regulados

Libres

Potencia Instalada (MW)

Participación Hidráulica(%)

Hidráulica


Térmica

Márgen de Reserva


(US$/MW.h)

Venezuela (2012)



230, 138 y 115 kV)

(765, 400,

ANEXOS


7.1.5. CHILELa reforma de 1982 desagregó las activida-des del sector en generación, transmisión y distribución; y empezó el proceso de desmo-nopolización desagregando las actividades concentradas en ese entonces en la empre-sa estatal Endesa que tenía más del 80% de participación en cada actividad del sector, a través de un proceso de privatización. Chile cuenta con tres subsistemas eléctricos no interconectados: • El Sistema Interconectado Central, el más grande caracterizado por ser hidrotérmico (con mayor participación hidráulica) y atien-de principalmente a clientes regulados en particular a la capital Santiago de Chile. • El Sistema Interconectado del Norte Gran-de que es casi en su totalidad térmico (a gas natural y carbón) y atiende principalmente a clientes mineros e industriales.

• El sistema Aysén y Magallanes, el más pe-queño.

El sistema eléctrico chileno es principalmen-te térmico cuyas principales fuentes de ge-neración son el carbón y el gas natural. Este último combustible es principalmente de origen importado como gas natural licuafac-tado (LNG, por sus siglas en inglés) para lo cual el país cuenta con dos terminales de re-gasificación: Mejillones en el norte (con 194 MMPCD) y Quintero (con 377 MMPCD) cerca a los dos grandes centros urbanos de Val-paraíso y Santiago. Estos terminales fueron construidos como respuesta al cambio de política de Argentina que antes de 2004 era su principal proveedor de GN mediante ga-soductos entre ambos países. La capacidad de dichos terminales no es suficiente para el abastecimiento de todas las plantas térmicas que utilizan dicho combustible.

Dada la composición de su parque de gene-ración, Chile cuenta con uno de los costos de generación más altos de la región. Según la Agencia Internacional de la Energía (IEA) y la Organización para la Cooperación de De-sarrollo Económico (OCDE), los precios de la electricidad para los clientes residenciales chilenos se han casi cuadruplicado entre 1998 y 2011. En 1998 alcanzaron los US$55 por MW.h, mientras que en el año 2011 los US$251 MW.h (ajustado por Paridad de Po-der de Compra - PPP).

Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), organismo regulador de los servicios energéticos, existe remuneración a la poten-cia firme. Las generadoras obtienen contra-tos de suministro con las distribuidoras con una duración mínima de 3 años. Los precios de dichos contratos son iguales a: precios de nudo de corto plazo para contratos suscritos antes de enero de 2010 o precios de nudo de largo plazo que resultan de licitaciones públicas con plazo máximo de 15 años para contratos vigentes a partir de enero de 2010.

El abastecimiento de clientes libres (con potencia conectada superior a 2 000 kV) se realiza mediante contratos bilaterales de su-ministro con generadoras o distribuidores. Asimismo, existe la opción hacer contratos de suministro a precio libre por un período mínimo de 4 años para consumidores con potencia conectada entre 500 kW y 2 000 kW.



18 211

17,40

N.d.

4 000

9 238

N.d

N.d.

N.d.

18 328

32%

66%

Carbón(Importado)

66 149

20 276

45 476

N.d.

16 991

121. 15 (SING)

113. 87 (SIC)






Demanda Máxima(MW)

Número de usuarios

Regulados

Libres



Hidráulica


Térmica

Márgen de Reserva


(US$/MW.h)

Chile(2012)



220, 154, 110 y 100 kV)

(SING y SIC: 345,

La red troncal de transmisión posee una alta participación de la empresa privada. Las ex-pansiones son realizadas mediante subastas, donde se elige al postor con menor remu-neración anual. El monto de dicha remune-ración se mantiene por 20 años, posterior-mente, la remuneración anual será revisada por CNE cada 4 años. La tasa de retorno real regulada es 10%.

El segmento de distribución tiene también alta participación privada y se regulada mediante Modelo Empresa Eficiente. El Va-lor Agregado de Distribución (VAD), fijado cada 4 años por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, es la remunera-ción del sector que comprende los costos de inversión y funcionamiento de una empresa modelo. El VAD remunera la inversión según el esquema de valor nuevo de reposición de activos (la tasa de retorno real regulada es 10%), y también comprende los costos de administración, operación, mantenimiento y comercialización.

ANEXOS

Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING; FMI y BM.


El sector eléctrico colombiano está segmenta-do en generación, transmisión, distribución y comercialización según lo estipulado en 1994 (Ley de Servicios Públicos – 142 y Ley de Elec-tricidad - 143). Este marco normativo promovió el inicio del proceso de privatización del sector y la creación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), cuya función es regular la actividad eléctrica y gasífera. El sector tam-bién cuenta con la presencia de empresas ver-ticalmente integradas, no obstante, ninguna empresa de generación puede hacer fusiones o integraciones si luego de la operación tiene una participación mayor al 25%.

El Sistema Interconectado Nacional (SIN), que cubre aproximadamente el 95% de la deman-da nacional, es operado por Centro Nacional de Despacho (CND). El sistema eléctrico es principalmente hidráulico (representa casi dos tercios del total de capacidad instalada). La central hidroeléctrica San Carlos (1 240 MW), ubicada en el departamento de Antioquia, po-see la mayor capacidad instalada del país. Co-lombia también cuenta con plantas termoeléc-tricas que funcionan principalmente sobre la base de gas natural y el carbón no importados.

Colombia comercializa electricidad con Vene-zuela (336 MW a través de las interconexiones Circuitos Cuestecitas-Cuatricentenario y Coro-zo-San Mateo) y Ecuador (540 MW por medio de las dos líneas de transmisión Pomasqui-Ja-mondino y Panamericana-Tulcán). Las transac-ciones que comparte con Ecuador son princi-palmente exportaciones.

El sector generación cuenta con un alto nú-mero de empresas, aunque tres de ellas tienen una participación aproximada de 60%. Estas incluyen a ISAGEN, EMGESA y una compañía del Estado.

En el mercado regulado, los generadores con-tratan bajo dos esquemas comunes: Modali-dad “Pague lo contratado”, donde el comprador asume el riesgo de la cantidad contratada y la modalidad “Pague lo demandado”, donde el generador asume el riesgo. El abastecimiento a clientes libres (Consumo mayor a 55 MW.h por mes o demanda de potencia superior a 100 kW) se realiza mediante contratos bilaterales de suministro con generadoras y comercializa-dores. Colombia brinda incentivos a las ener-gías renovables no convencionales para áreas rurales no interconectadas y establece metas de participación en el SIN.

7.1.6. COLOMBIAEl Estado tiene una alta presencia en el sector transmisión (con tensión igual o superior a 220 kV), siendo ISA y su filial Transelca las que po-seen mayor participación (más del 80% de lí-neas de transmisión). Los planes de expansión se realizan mediante subastas con contratos con plazo de 25 años, los cuales son remune-rados por reposición de activos (tasa de retor-no real regulada igual a 11.5%) y por costos de operación y mantenimiento.

La distribución consiste en transportar la elec-tricidad a través del Sistema de Transmisión Regional y el Sistema de Distribución Local, los cuales operan con tensiones menores a 220 kV (divididos en niveles de tensión 1, 2, 3 y 4, de menor a mayor tensión). Los distribuidores se manejan como monopolios naturales por región y cuyas remuneraciones siguen esque-mas de: reposición de activos, mediante meca-nismos de price cap (niveles 1, 2 y 3) e ingreso máximo (nivel 4); y por costos de administra-ción, operación y mantenimiento. La tasa de retorno real de los activos es de 13.9% (niveles 1,2 y 3) y 13% (nivel 4).


Por último, la comercialización consiste en la compra de electricidad en el mercado eléctrico y la venta de energía eléctrica a clientes fina-les (regulados o no regulados). En el mercado regulado es remunerada mediante un cargo máximo (costo base de comercialización) que incluye costos de todos los procesos comercia-les, la atención al cliente, la gestión de compra de energía y un margen de 15% sobre los cos-tos anteriores. En el caso de clientes no regu-lados, las partes pactan libremente los precios mediante contratos bilaterales.


10 671

47,70

59 370

1 245

9 504

N.d.

N.d.

N.d.

14 478

63%

32%

Gas Natural

44 924

59 989

11 506

36%

14 449

62,16

(500,230, 220, kV






Demanda Máxima(MW)

Número de usuarios

Regulados

Libres



Hidráulica


Térmica

Márgen de Reserva


(US$/MW.h)

Colombia (2012)



ANEXOS

Fuente: Ministerio de Energía y Minas, FMI y BM


El sector eléctrico se encuentra segmentado en generación, transmisión y distribución según la reforma de 1996 (Ley de Régimen del Sector Eléctrico). El Estado es responsable de la presta-ción del servicio eléctrico desde 2008 mediante una norma (Mandato Constitucional N° 15) que reestructuró la organización de las empresas eléctricas, mediante la creación de dos socieda-des estatales: la Corporación Eléctrica Ecuador S.A (CELEC EP), en actividades de generación y transmisión, y la Corporación Nacional de Elec-tricidad S.A. (CNEL), en actividades de distribu-ción. Los costos de inversión en los tres sectores son asumidos por el presupuesto del Estado.

El Sistema Nacional Interconectado (SNI) atien-de a casi en su totalidad a la demanda eléc-trica, mientras que los consumidores aislados son atendidos por sistemas no incorporados (Galápagos, entre otros). El sistema eléctrico es mayoritariamente térmico, caracterizado por una alta dependencia de derivados de petróleo (residuales y diésel). La capacidad hidroeléctri-ca proviene principalmente de la Central Paute de 1 100 MW (casi la mitad del total de capa-cidad hidráulica), ubicada en la vertiente ama-zónica del país. La aportación de las fuentes renovables no convencionales proviene prin-cipalmente de energía con biomasa (101 MW, sobre la base de bagazo de caña de azúcar).

Ecuador comparte interconexiones eléctri-cas con Colombia (con 540 MW, por medio de las líneas de transmisión Pomasqui-Ja-mondino y Panamericana-Tulcán) y Perú (con 110 MW, a través de la línea de transmisión Zorritos-Machala). La importación de ener-gía eléctrica desde Colombia ha permitido afrontar la creciente demanda ecuatoriana, la cual llegó a representar cerca del 12% del to-tal de abastecimiento de la demanda, en las épocas de estiaje y los períodos de manteni-miento de equipos durante la última década.

El sector de generación se realiza por empresas privadas aunque el Estado posee una fuerte participación mediante unidades de negocio pertenecientes a la CELEC EP. La expansión de capacidad de generación le corresponde únicamente a las empresas públicas, solo por excepción será delegada a empresas privadas mediante procesos de selección (Regulación N° 002/11). El abastecimiento de los clientes libres (consumidores con demanda máxima mensual igual o mayor a 650 kW y consumo anual de energía superior a 4 500 MW.h) se efectúa me-diante contratos bilaterales con generadoras e importadoras. Asimismo, existen incentivos para la generación de energías renovables no convencionales como el despacho preferente y el establecimiento de precios preferentes por un plazo de 15 años.

7.1.7. ECUADOREl sector de transmisión (de 138 kV y 230 kV) se estructura como un monopolio natural contro-lado en su totalidad por el Estado mediante la CELEC EP. Los planes de expansión son prepara-dos por dicha empresa con un horizonte de 10 años y son aprobados por el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC) que es el organismo estatal regulador, planificador y controlador del sector eléctrico, fundado en el año 1997.


La distribución presenta una gran participa-ción estatal a través de unidades de negocio de la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL). Los costos del servicio consideran criterios de reposición de activos (tasa de descuento igual a 0% para activos del Estado) y costos de ad-ministración, operación y mantenimiento y comercialización establecidos por el CONELEC.

El Estado brinda dos subsidios a las tarifas eléc-tricas: Subsidio Tercera Edad y Subsidio Tarifa Dignidad. El primero subsidia a usuarios ma-yores a 65 años (cubre hasta el 50% del valor facturado para aquellos que consuman menos de 120 kW.h/mes) y a entidades gerontológicas sin fines de lucro (cubre todo el consumo). El segundo subsidia a usuarios residenciales cuyo consumo sea de hasta 110 kw.h (región sierra) y 130 kw.h (región costa, oriente e insular).


10 214

15, 49

16 175

1 044

4 034

4 398 624

4 398 567

57

5 454

42%

57%

Diésel

23 086

(Importado)

12 238

10 311

30%

(230 y 138 kV)

3 559

79,3






Demanda Máxima(MW)

Número de usuarios

Regulados

Libres



Hidráulica


Térmica

Márgen de Reserva


(US$/MW.h)

Ecuador (2012)



ANEXOS

Fuente: Ministerio Electricidad y Energía Renovable, FMI y BM


El sector eléctrico tiene alta participación es-tatal mediante la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), empresa estatal que está verticalmente integrada en las tres actividades del sector (generación, trans-misión y distribución).

El sistema eléctrico es hidrotérmico con más de la mitad del parque de generación hidráulico. Desde el año 2008 se comenzó un proceso de instalación de parques eólicos como medida del plan de Política Energética Uruguay 2005-2030.

En cuanto a comercio internacional de elec-tricidad, Uruguay tiene acuerdo de interco-nexión con Argentina (de 2000 MW) mediante un acuerdo de comercio ocasional. Para el co-mercio con Brasil, por Rivera-Livramento, UTE realiza licitaciones con ese país para elegir un comercializador de energía que traslade los ex-cedentes hacia Uruguay.

La libre competencia en generación y comer-cialización se realiza en el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (MMEE) cuyo operador es la Administración del Mercado Eléctrico (ADME), empresa propiedad del Estado. Se-gún el marco regulatorio, los distribuidores tienen la obligación de contratar el 80% de la demanda de los clientes regulados y el 50% de los clientes libres (potencia mayor o igual a 250 KW). El suministro se realiza bajo dos modali-dades: contratación regulada mediante subas-tas con una anticipación de 3 años respecto a la fecha de comienzo del suministro con plazos de contrato entre 5 y 10 años y contratación regulada bajo convenios internos (contratos de generación y distribución de UTE). La remu-neración es por potencia firme bajo dos esque-mas: reserva anual y reserva nacional, es decir, se remunera a las centrales cuya potencia firme no está comprometida en contratos y el ADME pueda asignarlas mediante procedimientos competitivos.

La expansión en la red de transmisión a cargo de UTE puede ser planificada (Plan de Expan-sión de Transmisión) o mediante subastas con contratos de concesión por requerimientos particulares. La remuneración al transportista con instalaciones existentes se da mediante esquemas de valor nuevo de remplazo (VNR) y para instalaciones nuevas en base a resultados de la licitación, finalizado el periodo de amor-tización.

7.1.8. URUGUAY


PBI (millones US$ PPP )

Uruguay2012

53 63115 864

3,40

10 0412 9571 742N.d.N.d.N.d.

2 77955%35%

Derivados Pertróleo.(Importado)

9 2995 0773 658N.d.

150 kV)

PBI per cápita( US$ PPP )Población( millones )

Indicadores Sector EléctricoDemanda Electricidad (GW.h)Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab)Máxima Demanda(MW)Número de usuarios

ReguladosLibres


Hidráulica


TérmicaMárgen de ReservaLíneas de Transmisión (km)



(500, 230 ,4 338

196, 52

ANEXOS

Fuente: ADME, FMI y BM.


Desde 1964, el sistema eléctrico está integra-do verticalmente en una única empresa esta-tal, la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), la cual tiene el monopolio de las tres actividades del sistema, generación, transmi-sión y distribución.

El Sistema Interconectado Nacional (SIN), constituido por líneas de 220 kV, se encuentra dividido por seis subsistemas, de los cuales el Sistema Metropolitano abarca más del 60% del consumo nacional. El sistema eléctrico en su totalidad es hidráulico y lo componen tres centrales hidroeléctricas: Itaipú (14 000 MW) y Yacyretá (3 200 MW), ambas binacionales con Brasil y Argentina, respectivamente; y Acaray (nacional). Dada la capacidad de las centrales binacionales, la generación excede a la deman-da por lo que el país exporta el remanente de energía eléctrica a Brasil y Argentina. La legisla-ción vigente autoriza a ANDE realizar intercam-bios de energía eléctrica bajo contratos bilate-rales regulados.

7.1.9. PARAGUAYLa expansión de capacidad de generación, transmisión y distribución se encuentra plani-ficada por ANDE. La fijación de las tarifas a los consumidores finales se determina bajo el cri-terio de Ingreso Neto Anual, el cual debe gene-rar una rentabilidad entre 8-10% de la inversión para que se cubran los costos de operación y mantenimiento, depreciación de inversiones y la remuneración de la inversión.


El Estado financia el subsidio en las tarifas de consumidores residenciales que registran un consumo inferior a los 150 kW.h/mes, en dos tramos. En el primer tramo se encuentran los usuarios que registren un consumo inferior a 75 kW.h/mes, los cuales son beneficiados con una tarifa igual al 25% de la tarifa resi-dencial normal; mientras que los usuarios que consumen entre 76 kW.h/mes y 150 kW.h/mes pagan una tarifa equivalente al 50% de la tarifa residencial normal de acuer-do con CIES (2010).

Paraguay (2012)

PBI (millones US$ PPP ) 40 4296 0536, 57

8 8181 6762 137

NdNd

8, 818100%

0%N.d.

57 62557 625

0N.d.

71,71

4 106(500 y 200 kV )


Indicadores Sector EléctricoDemanda Electricidad (GW.h)Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab)Máxima Demanda(MW)Número de usuarios

ReguladosLibres


Hidráulica


TérmicaMárgen de ReservaLíneas de Transmisión (km)

Principal Fuente TérmicaGeneración Eléctrica(GW.h)

ANEXOS

Fuente: ANDE, FMI y BM


El sector eléctrico se encuentra segmenta-do en generación, transmisión y distribución con la reforma de 1994 (Ley de Electricidad N° 1604 y su respectivo reglamento). El Esta-do ha aumentado su participación en los tres sectores de la actividad eléctrica mediante la nacionalización de algunas empresas y la creación de la Empresa Nacional de Electri-cidad (ENDE), en el año 2008 (D.S. N° 29644).

El Sistema Interconectado Nacional (SIN), que suministra a los departamentos de La Paz, Beni, Santa Cruz, Cochabamba, Oruro, Potosí y Chuquisaca, cubre el 90% de la demanda na-cional. Asimismo, el SIN cuenta con un Sistema Troncal de Interconexión (STI) de alta tensión. El sector eléctrico es principalmente térmico, su principal fuente de generación es gas na-tural (casi la mitad de la capacidad instalada).

Bolivia, principal exportador de gas natural de la región, busca situarse como principal centro energético en Sudamérica al exportar electrici-dad a países vecinos.

El Estado mantiene una alta participación en el sector de generación (más del 70%). Las generadoras reciben remuneraciones por dos conceptos: por potencia y por energía inyec-tada al STI. El abastecimiento a clientes libres (consumidores con una demanda mayor a 1 MW) se realiza mediante contratos bilaterales con generadoras o distribuidoras que operan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). La normatividad actual no brinda incentivos a la participación de energías renovables no con-vencionales.

7.1.10. BOLIVIA


En el sector transmisión participan cuatro em-presas. Cabe señalar que tres de ellas son priva-das y poseen la mayor participación del sector. El STI está conformado por líneas de tensión en 230, 115 y 69 kV, sumando poco más de 3 000 km de líneas de transmisión de alta ten-sión. La expansión del sistema se da bajo procesos de licitación o por solicitud directa.

El sector de distribución posee una mayor participación de empresas privadas. Las cos-tos remunerados a través de las tarifas siguen esquemas de reposición de activos (tasa de re-torno igual a 10.1%, aprobada en el año 2007) y costos de administración, operación, mante-nimiento y comercialización, según lo plantea-do por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE). Asimismo, se cuen-ta con una Tarifa Dignidad (D.S. N° 28653) que descuenta el 25% de la tarifa a clientes del SIN (con consumo menor o igual a 70 kW.h al mes) y a clientes de Sistemas Aislados (con consumo hasta de 30 kW.h al mes).

Bolivia (2012)

PBI (millones US$ PPP ) 54 6015 04110,50

6 604629

1 109Nd

4Nd

1 38534%66%

Gas Natural.(No Importado)

6 9402 3224 61811%

(230 y 115 kV) 2 896

40,82


Indicadores Sector EléctricoDemanda Electricidad (GW.h)Consumo Electricidad per cápita (kW.h/hab)Demanda Máxima (MW)Número de usuarios

ReguladosLibres


Hidráulica


TérmicaMárgen de Reserva




ANEXOS

Fuente: CNDC, FMI y BM.


7.2. COLOCACIONES DE EMPRESAS ELÉCTRICAS EN EL MERCADO DE CAPITALES, 2004-2013

Segmento 2004

50 000

50 000 153 070

288 760

150 000

138 760

338 760

0

0

0 113 890

0

0

145 020

60 000

85 020

411 980

0

0

0

0

2005

266 960

80 000

0

335 510

168 450

167 060

415 510

0

0

0

0

80 000

195 000

0

304 050

150 000

154 050

619 750

120 700

0

0

0

315 700

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Generación

Edegel

Enesur

Kallpa Generación

Duke Energy Perú

Red de Energía del Perú

Edelnor

Luz del Sur

Transmisión

Distribución

Total

28 3000

0

269 265

198 465

70 800

381 670

84 105 75 600

0

0

0

112 405

0

0

261 030

109 845

151 185

336 630

0

0

0

75 600

42 420

0

0

142 090

100 000

42 090

184 510

0

0

0

42 420

0

0

0

101 630

20 000

81 630

101 630

0

0

0

0

0

0

0

481 500

180 000

301 500

585 640

0

104 140

104 140

0

0

0

0

411 790

245 500

166 290

489 095

0

77 305

77 305

0

Miles de S/.

20 000

20 000

0

0

0

70 000

0

0

0

50 000

50 000

95 000

20 000

0

0

0

95 000

0

0

75 000

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2008 2009 2010

Generación

Edegel

Enesur

Kallpa Generación

Duke Energy Perú

Red de Energía del Perú

Edelnor

Luz del Sur

Transmisión

Distribución

Total

Segmento 2004 2005 2006 2007 2011 2012 2013

8 000

0

0

0

0

68 000

0

0

60 000

60 000

8 000

10 000

0

9 720

9 720

0

29 720

10 000

0

0

0

20 000

34 521

0

0

0

0

223 521

15 000

172 000

32 000

32 000

221 521

20 000

0

0

0

0

45 000

25 000

0

0

0

45 000

0

0

0

0

0

10 000

0

0

10 000

10 000

0

0

35 000

0

0

0

93 000

0

0

58 000

58 000

35 000

0

40 000

0

0

0

95 000

0

0

55 000

55 000

40 000

Fuente: SMV.


7.2. COLOCACIONES DE EMPRESAS ELÉCTRICAS EN EL MERCADO DE CAPITALES, 2004-2013 7.3. ESTADÍSTICAS DEL SECTOR ELÉCTRICO

7.3.1. Potencia instalada a nivel nacional, 1995-2013 (MW)

S

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

4 461,7

4 662,6

5 192,5

5 515,3

5 742,4

6 066,2

5 906,7

5 935,5

5 970,1

6 016,3

6 200,5

6 658,1

7 027,5

7 157,9

7 986,5

8 612,6

8 691,3

9 699,1

11 050,7

2 479 ,4

2 492,7

2 513,0

2 572,1

2 673,3

2 856,8

2 966,3

2 996,5

3 032,3

3 055,9

3 207,1

3 216,0

3 233,6

3 242,0

3 277,5

3 437,6

3 451,0

3 484,0

3 556,2

1 982 ,3

2 169,6

2 679,3

2 943,0

3 068,4

3208,7

2 939,7

2 938,4

2 937,1

2 959,8

2 992,8

3 441,4

3 793,2

3 915,2

4 708,3

5 174,3

5 239,7

6 134,4

7 413,8

3

3

3

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,

0,7

80,0

80,0

0,3

0,3

0,3

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

1 276,0

1 309,7

867,5

883,0

914,2

917,3

855,9

867,5

875,0

920,3

979,9

1 033,0

1 037,8

1 161,0

1 263,0

1 303,4

1 377,1

1 431,9

1 416,1

289,4

292,5

101,5

104,6

86,2

77,6

76,9

78,9

85,5

86,8

87,9

88,2

88,5

90,0

94,3

92,8

93,9

103,1

105,6

986,6

1 017,2

766,0

778,4

828,0

839,8

779,0

788,6

789,5

833,5

892,0

944,8

949,3

1 071,0

1 168,6

1 210,6

1 283,2

1 328,8

1 310,5

995,7

1 152,4

1 913,3

2 164,6

2 240,4

2 368,9

2 160,7

2 149,7

2 147,6

2 126,3

2 100,7

2 496,6

2 843,9

2 844,2

3 539,7

3 963,7

3 956,5

4 805,6 80,0

80,0

2 190,0

2 200,2

2 411,5

2 467,4

2 587,1

2 779,3

2 889,4

2 917,6

2 946,8

2 969,1

3 119,2

3 127,8

3 145,1

3 152,0

3 183,1

3 344,8

3 357,1

3 380,8

3 185,7

3 352,9

4 325,0

4 632,3

4 828,2

5 148,9

5 050,8

5 068,1

5 095,1

5 096,0

5 220,6

5 625,1

5 989,7

5 997,0

6 723,5

7 309,2

7 314,2

8 267,2

Año TotalHidráulica Térmica Eólica

Generación Mercado Eléctrico

Solar Eólica Total

Uso propio

Hidráulica TérmicaTérmica SolarHidráulicaTotal

3 450,59 634,6 6 103,4


7.3.2. Potencia efectiva a nivel nacional, 1995-2013 (MW)

Año

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

1 600,5

1 801,1

2 369,9

2 664,5

2 797,3

2 903,3

2 642,0

2 619,7

2 630,8

2 602,3

2 621,0

2 876,7

3 338,0

3 320,3

4 139,9

4 682,2

4 716,2

5 498,4

6 390,2

Térmica

80,0

80,0

Solar

0,3

0,3

0,3

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

Eólica

0,3

0,3

0,3

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

Eólica

4 075,4

4 003,2

4 581,0

4 781,6

5 116,2

5 554,8

5 387,2

5 395,7

5 421,8

5 418,0

5 610,9

5 873,4

6 352,0

6 348,9

7 256,3

8000,4

8 045,5

9 939,3

9 885,3

Total

2 479 ,9

2 201,9

2 210,9

2 116,9

2 318,1

2 650,9

2 744,5

2 775,3

2 790,3

2 815,0

2 989,2

2 996,0

3 013,3

3 027,9

3 115,8

3 317,4

3 328,6

3 360,1

3 414,4

Hidráulica

Generación

Total

880,0

1 123,7

754,2

760,8

798,2

778,9

745,1

737,8

735,4

760,6

812,3

809,0

819,2

904,7

1 009,9

1 125,3

1 177,7

1 184,4

1 204,9

Uso propio

Hidráulica

269,0

277,0

90,7

94,0

75,5

75,0

69,7

72,4

70,0

67,7

70,4

69,4

73,7

74,8

78,6

80,1

82,0

89,5

77,4

Térmica

611,0

846,7

663,5

666,9

722,7

703,9

675,4

665,4

665,4

692,9

741,8

739,7

745,4

829,9

931,3

1 045,3

1 095,7

1 094,8

1 127,5

Solar

80,0

80,0

3 195,4

2 879,5

3 826,8

4 020,9

4 317,9

4 775,9

4 642,1

4 657,8

4 686,4

4 657,3

4 798,7

5 064,4

5 532,9

5 444,2

6 246,4

6 875,0

6 867,8

7 754,9

Total

Mercado Eléctrico

Térmica

989,5

954,4

1 706,4

1 997,6

2 074,6

2 199,3

1 966,5

1 954,3

1 965,5

1 909,3

1 879,2

2 137,0

2 592,6

2 490,4

3 208,5

3 637,0

3 620,0

4 403,6

Hidráulica

2 205,9

1 924,9

2 120,2

2 022,9

2 242,6

2 575,9

2 674,8

2 702,9

2 720,2

2 747,3

2 918,8

2 926,6

2 939,6

2 953,1

3 037,2

3 237,4

3 246,6

3 270,6

8 680,4 3 337,0 5 202,7


7.3.3. Potencia instalada por región, en 2013 (MW)

ANEXOS

Región

Amazonas

Ancash

Apurimac

Arequipa

Ayacucho

Cajamarca

Callao

Cuzco

Huancavelica

Huanuco

Ica

Junín

La Libertad

Lambayeque

Lima

Loreto

Madre De Dios

Moquegua

Pasco

Piura

Puno

San Martin

Tacna

Tumbes

Ucayali

Total

12,6

276,6

7,5

196,5

3,3

175,7

97,9

1 008,6

0,3

398,8

10,5

927,9

0,5

131,2

41,9

115,0

9,3

35,7

0,9

3 450,5

Hidráulica

20,0

80,0

40,0

20,0

Solar

493,5

128,2

36,6

55,7

18,9

235,3

9 634,6

21,1

319,2

11,7

320,7

15,7

179,5

562,9

130,4

1 008,7

0,4

166,8

404,0

32,1

27,4

4 232,2

97,3

17,7

985,9

132,7

Total

8,6

42,3

4,2

84,7

12,5

3,8

562,9

32,5

0,1

0,1

166,3

5,2

21,4

27,4

3 304,2

97,3

17,7

965,5

1,5

451,6

13,2

27,3

18,9

234,4

6 103,4

Térmica

575,9

143,4

38,6

56,3

26,2

243,0

11 050,7

Total por Región

23,4

419,7

21,6

414,5

15,7

217,0

606,5

169,7

1 016,4

8,5

236,9

446,3

146,0

76,7

4 600,9

343,8

17,7

1 020,6

165,4

0,7

0,5

0,3

Eólica

Uso propio

82,4

15,2

2,0

0,6

7,3

7,8

1 416,1

Total

2,3

100,6

9,9

93,8

37,5

43,5

38,6

2,1

3,8

70,1

18,9

111,4

49,3

334,7

246,5

25,6

15,0

82,4

15,2

2,0

0,6

7,3

7,8

1 310,5

Térmica

2 ,3

97,9

9,9

89,8

35,6

43,5

38,6

2,1

3,8

70,1

18,9

111,4

49,3

334,7

246,5

25,6

15,0

2,7

4,0

0,7

5,5

4 ,3

23,4

2,6

34,1

9,0

17,7

105,6

Hidráulica

Total por Origen

0,7

Eólica

0,5

534,0

28,4

29,3

0,6

26,2

242,2

7 413,8

140,2

14,1

174,5

12,5

39,4

606,5

71,1

2,2

3,9

236,4

24,1

132,8

76,7

3 638,9

343,8

17,7

991,1

16,5

Térmica

10,9

9,5

148,9

41,9

115,0

9,3

35,7

0,9

3 556,2

Hidráulica

12,5

279,5

7,5

200,0

3,3

177,6

98,6

1 014,1

4,6

422,2

13,0

962,0

20,0

80,0

Solar

40,0

20,0

Mercado Eléctrico

1,8

0,3


7.3.4. Producción de energía eléctrica, 1995-2013 (GW.h)

GeneraciónHidráulica

12 937,6

13 323,6

13 214,5

13 808,3

14 540,6

16 176,1

17 614,8

18 040,1

18 533,7

17 525,3

17 977,0

19 594,3

19 548,8

19 059,6

19 903,8

20 052,1

21 557,3

22 031,9

22 319,6

Térmica

3 942,6

3 955,8

4 738,3

4 773,7

4 508,4

3 745,8

3 169,7

3 941,0

4 388,4

6 740,4

7 531,5

7 774,3

10 393,0

13 402,3

13 039,7

15 854,7

17 247,9

18 943,1

20 812,5

Solar

59,7

196,9

Eólica

-----

0,4

0,6

0,5

0,6

0,8

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

Mercado eléctricoTotal

13 106,3

13 307,6

15 348,6

16 815,9

17 366,2

18 327,9

19 214,5

20 419,5

21 361,5

22 619,9

23 810,9

25 613,8

28 200,5

30 574,7

30 921,9

33 545,8

36 248,5

38 361,0

40 664,7

Hidráulica

11 540,6

11 847,9

12 264,8

13 367,2

14 110,6

15 747,3

17 188,3

17 638,2

18 118,3

17 100,7

17 567,1

19 160,8

19 107,2

18 607,8

19 419,2

19 567,4

21 027,4

21 490,8

21 709,4

Térmica

1 565,7

1 459,2

3 083,2

3 448,2

3 255,0

2 579,7

2 024,9

2 780,1

3 241,9

5 518,0

6 242,5

6 451,8

9 092,1

11 965,7

11 501,5

13 977,2

15 219,9

16 809,3

18 757,1

Solar

59,7

196,9

Eólica

---

0,4

0,6

0,5

0,6

0,8

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

Total

3 773,8

3 972,2

2 604,9

1 766,6

1 683,4

1 594,8

1 571,2

1 562,8

1 561,9

1 647,1

1 698,9

1 756,1

1 742,6

1 888,4

2 022,8

2 362,2

2 557,9

2 675,0

2 665,5

Uso propioHidráulica

1 397,0

1 475,6

949,7

441,1

430,0

428,7

426,4

402,0

415,4

424,7

409,9

433,6

441,6

451,8

484,6

484,7

529,9

541,1

610,2

Térmica

2 376,8

2 496,6

1 655,1

1 325,5

1 253,4

1 166,1

1 144,8

1 160,8

1 146,5

1 222,4

1 289,0

1 322,5

1 301,0

1 436,6

1 538,3

1 877,5

2 028,0

2 133,8

2 055,3

1 995

1 996

1 997

1 998

1 999

2 000

2 001

2 002

2 003

2 004

2 005

2 006

2 007

2 008

2 009

2 010

2 011

2 012

2 013

Año

32 944,7

35 908,0

38 806,0

41 036,0

43 330,2

16 880,1

17 279,8

17 953,4

18 582,5

19 049,6

19 922,7

20 785,7

21 982,3

22 923,4

24 267,0

25 509,7

27 369,8

29 943,0

32 463,1

Total


7.3.5. Producción mensual de energía eléctrica por tecnología, 2013 (MW.h)

ANEXOS

Total

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)

Generación para Mercado Eléctrico 1/

Generación para Uso Propio

Sistemas Aislados

Generación para Mercado Eléctrico 2/Generación para Uso Propio

Total

Generación para Mercado Eléctrico


Sistemas

3 315 698

3 288 063

27 635

243 630

41 867

201 763

3 559 327

3 329 930

229 398

Abril

3 404 085

3 377 880

26 205

236 812

41 151194 662

3 639 897

3 419 031

220 867

Noviembre

3 513 053

3 486 458

26 596

242 172

43 037200 134

3 756 225

3 529 495

226 730

Diciembre

40 481 710

40 158 779

322 931

2 848 465

505 8872 342 578

43 330 175

40 664 666

2 665 509

Octubre

3 467 838

3 439 934

27 904

238 247

43 490

194 757

3 706 085

3 483 423

222 661

Setiembre

3 316 120

3 287 972

28 148

230 963

42 611

188 353

3 547 083

3 330 583

216 500

Agosto

3 402 312

3 375 007

27 305

233 226

42 964

190 262

3 635 538

3 417 971

217 567

Julio

3 402 610

3 376 122

26 488

225 819

42 521

183 298

3 628 430

3 418 643

209 786

Junio

3 328 411

3 300 560

27 851

235 068

42 204

192 863

3 563 479

3 342 765

220 714

Mayo

3 427 750

3 401 665

26 085

246 281

43 799

202 482

3 674 031

3 445 464

228 567

Marzo

3 411 199

3 385 896

25 303

246 104

42 336

203 768

3 657 304

3 428 232

229 071

Febrero

3 117 031

3 091 892

25 139

228 651

38 357

190 294

3 345 682

3 130 249

215 433

Enero

3 375 603

3 347 331

28 272

241 493

41 550

199 943

3 617 096

3 388 881

228 214

Total

Hidráulica




Sistemas Aislados

Generación para Mercado EléctricoGeneración para Uso Propio

Total



Sistemas Enero

2 128 892

2 119 565

9 327

61 982

15 071

46 911

2 190 874

2 134 636

56 238

Febrero

1 776 744

1 768 336

8 408

57 603

14 169

43 434

1 834 347

1 782 505

51 842

Marzo

2 096 334

2 087 833

8 501

62 591

14 785

47 806

2 158 925

2 102 618

56 307

Abril

1 970 067

1 960 958

9 109

60 063

14 255

45 808

2 030 131

1 975 213

54 917

Mayo

1 843 298

1 834 023

9 275

59 020

15 366

43 654

1 902 318

1 849 389

52 929

Junio

1 689 473

1 680 437

9 037

54 254

15 083

39 171

1 743 727

1 695 519

48 208

Julio

1 650 902

1 641 639

9 263

52 201

15 510

36 691

1 703 103

1 657 150

45 953

Agosto

1 580 081

1 571 028

9 053

50 000

15 260

34 740

1 630 081

1 586 288

43 793

Setiembre

1 502 029

1 493 668

8 361

49 002

14 325

34 677

1 551 031

1 507 993

43 038

Octubre

1 749 186

1 741 889

7 297

53 862

14 151

39 712

1 803 048

1 756 040

47 009

Noviembre

1 716 788

1 707 937

8 851

55 674

13 109

42 566

1 772 462

1 721 045

51 417

Diciembre

1 936 850

1 927 485

9 365

62 664

13 503

49 161

1 999 514

1 940 988

58 526

21 640 645

21 534 798

105 848

678 917

174 587

504 330

22 319 563

21 709 385

610 178

Total

Fuente: MEM

Térmica




Sistemas Aislados

Generación para Mercado Eléctrico Generación para Uso Propio

Total



Sistemas

1 230 021

1 211 065

18 956

179 409

26 377

153 032

1 409 429

1 237 442

171 988

Febrero

1 325 113

1 308 372

16 741

170 945

24 085

146 860

1 496 058

1 332 457

163 601

Marzo

1 297 259

1 280 446

16 813

183 411

27 448

155 962

1 480 669

1 307 894

172 775

Abril

1 328 378

1 309 848

18 530

183 464

27 509

155 955

1 511 842

1 337 358

174 484

Mayo

1 570 549

1 553 735

16 814

187 159

28 331

158 828

1 757 708

1 582 066

175 642

Junio

1 625 692

1 606 878

18 814

180 712

27 020

153 692

1 806 404

1 633 898

172 506

Julio

1 737 314

1 720 088

17 226

173 516

26 909

146 607

1 910 829

1 746 997

163 833

Agosto

1 806 827

1 788 576

18 252

183 123

27 602

155 522

1 989 951

1 816 177

173 774

Setiembre

1 796 532

1 776 746

19 787

181 860

28 184

153 676

1 978 392

1 804 929

173 463

Octubre

1 700 058

1 679 451

20 607

184 282

29 237

155 045

1 884 340

1 708 687

175 652

Noviembre

1 668 342

1 650 988

17 354

180 036

27 940

152 096

1 848 378

1 678 928

169 450

Diciembre

1 558 093

1 540 863

17 230

180 406

29 432

150 973

1 738 499

1 570 295

168 204

18 644 177

18 427 054

217 124

2 168 322

330 074

1 838 248

20 812 499

18 757 127

2 055 372

TotalEnero


7.3.6. Producción mensual de energía eléctrica de empresas del mercado eléctrico, 2013 (MW.h)

Empresas Origen Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre Total

Electroperu

Edegel

Egenor

Etevensa

Egasa

Enersur

SN Power

Eepsa

Cahua

Termoselva

Egesur

Electro Oriente

San Gabán

Ucayali

Egemsa

Otros

Total

HidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulico TérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmicoHidráulicoTérmico

HidráulicoTérmico

634 873 3 230

323 152 285 284 234 290

3 072

0 123 600

11 458 92 316

543 405 166 414

15 864 0 0

25 685 10 085 10 033 13 129 24 347 79 378

314 378

52 61 350

0 395 672 314 697

2 134 6361 237 442

437 879 7 278

302 308 330 756 210 227

43 289

0 97 468

2 204 87 326

487 355 151 457

21 085 0 0

37 923 8 642 9 980

10 802 21 951 73 515

172 336

45 55 905

0 346 640 370 418

1 782 5051 332 457

631 375 6 188

340 474 320 118 207 994

6 276

0 114 356

20 013 98 070

432 141 158 221

4 604 0 0

22 690 9 873 7 754

13 630 25 171 79 409

173 366

67 62 517

36 386 333 462 661

2 102 6181 307 894

609 524 829

306 706 294 101 220 798

10 348

0 84 934

7 087 92 320

470 760 168 937

7 684 0 0

19 920 9 301

10 575 12 161 25 456 77 268

62 353

67 31 149

1 875 361 761 488 593

1 975 2131 337 358

630 525 265

284 082 281 261 173 871

41 192

0 85 785 25 077 67 639

518 477 157 843

3 810 0 0

33 605 8 644

15 651 12 823 26 257 72 055

68 361

85 64 294

0 291 466 636 317

1 849 3891 582 066

608 013 144

270 801 266 992 145 274

22

0 78 829 41 886 72 732

633 529 139 305

2 050 0 0

28 579 8 372

15 615 11 190 24 849 54 040

2 321

96 62 228

0 244 416 620 133

1 695 5191 633 898

638 971 10 123

280 199 309 306 107 829 105 743

0 82 119 49 039 69 721

517 474 146 095

26 936 0 0

68 301 7 399

16 661 10 961 24 833 43 117

125 410

47 64 558

4 205 771 618 406

1 657 1501 746 997

624 356 3 850

282 500 365 437

93 452 75 025

0 82 767 47 234 54 372

625 194 125 813

20 803 0 0

52 727 9 749

16 104 10 478 25 524 47 458

21 339 113

64 191 0

190 814 584 145

1 586 2881 816 177

597 800 936

271 610 435 474

89 324 12 454

0 81 455 46 227 57 763

621 210 120 595

6 931 0 0

32 123 9 621

15 362 10 431 26 224 49 319

37 304 143

60 834 63

158 938 607 745

1 507 9931 804 929

627 817 0

287 002 350 644 163 826

161

0 83 595 37 098 85 651

629 698 142 523

1 256 0 0

20 311 10 003 14 875 12 042 27 215 50 543

18 337 140

63 595 0

229 106 627 271

1 756 0401 708 687

587 456 138

283 360 375 570 164 593

7 230

0 80 951 23 457 72 422

593 282 140 720

10 917 0 0

24 613 8 736

14 742 10 644 25 890 75 681

137 375

86 60 609

5 235 500 602 861

1 721 0451 678 928

610 377 352

313 150 399 555 216 271

3 012

0 83 901 30 215 97 650

697 484 155 974

21 615 0 0

24 861 9 884

10 884 11 622 27 187 79 442

213 405

54 61 550

0 300 760 354 864

1 940 9881 570 295

7 238 965 33 334

3 545 3444 014 4992 027 750

307 825

01 079 759

340 995 947 982

6 770 0101 773 896

143 555 0 0

391 338 110 309 158 239 139 914 304 903 781 226

1 344 4 286

994 712 778

1 9823 347 1776 288 111

21 709 38518 757 127

Fuente: MEM


7.3.7. Producción mensual de energía eléctrica por región, 2013 (GW.h)

ANEXOS

Departamento Origen Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Total Part. (%)

5,9 0,1

171,5 8,5 3,9 0,1

135,2 6,4 8,5 1,2 0,0

104,1 0,1

65,3 8,5

638,2 0,1 3,1 0,2

31,6 0,1

279,3 0,0 3,4

23,5 0,0

7,8 557,4

1 077,6

94,3

0,4 1,9

63,4 3,7

103,0 0,0

21,6 56,3 80,2

1,5 5,1 0,5

10,1 0,0 4,5

1,6 0,4

27,0

2 190,9 1 409,4

16,7 0,1

5,3 0,1

156,0 9,5 3,8 0,1

107,7 6,3 7,4 1,2 0,0

90,9 0,1

59,5 8,4

441,0 0,0 2,8 0,2

24,8 0,1

243,5 0,0 3,1

24,1 0,0

6,8 512,8

1 137,3

84,0

0,3 1,7

91,1 3,5

96,6 0,0

20,9 60,1 74,8

1,4 3,8 0,4 8,6 0,0 4,3

1,6 0,3

39,3

1 834,3 1 496,0

15,2 0,1

5,9 0,1

151,9 8,9 3,8 0,1

125,3 5,4 8,7 1,2 0,0

98,4 0,2

66,6 9,1

634,6 0,0 3,3 0,2

39,4 0,1

284,5 0,0 4,2

24,8 0,0

5,4 550,5

1 147,5

94,2

0,4 1,9

81,1 4,1

108,3 0,2

20,3 35,8 81,8

1,3 6,0 0,4 9,9 0,0 4,8

2,1 0,4

24,1

2 158,9 1 480,7

17,6 0,1

5,6 0,2

166,1 8,5 4,1 0,2

95,4 4,3 8,5 1,1 0,0

100,1 0,1

35,3 10,1

612,8 0,0 3,2 0,2

28,8 0,1

273,9 0,0 5,0

25,9 0,0

8,5 510,7

1 181,9

91,8

0,4 2,0

77,6 4,4

102,1 0,0

18,4 48,9 79,8

1,3 4,9 0,6 9,3 0,0 4,4

1,3 0,4

21,3

2 030,1 1 511,8

17,3 0,1

6,0 0,2

110,7 9,1 3,4 0,1

97,4 4,5 7,2 1,1 0,0

101,3 0,1

68,7 8,5

632,8 0,0 2,8 0,2

52,3 0,1

240,0 0,0 5,6

23,2 0,0

6,5 449,6

1 405,0

93,6

0,4 3,6

71,2 3,6

77,3 0,0

13,9 44,7 74,4

1,3 4,6 0,6 8,6 0,0 3,2

1,2 0,4

35,0

1 902,3 1 757,7

13,9 0,1

5,9 0,1

82,6 9,6 3,2 0,1

90,0 4,2 7,0 1,3 0,0

92,3 0,2

66,7 8,2

610,6 0,0 2,1 0,2

69,8 0,1

212,0 0,0 4,7

24,9 0,0

7,5 412,6

1 448,7

90,7

0,4 3,7

66,1 3,4

81,7 0,1 7,9

42,7 54,9

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

1,2 0,3

30,0

1 743,7 1 806,4

13,2 0,1

6,1 0,2

70,7 9,8 2,8 0,1

93,5 5,7 7,3 1,4 0,1

59,6 0,2

69,0 8,2

641,2 0,0 1,6 0,2

81,2 0,1

200,0 0,0 2,6

14,8 0,0

7,9 410,5

1 442,2

92,8

0,4 4,0

92,9 3,8

77,7 0,1 8,1

80,5 44,1

1,3 2,4 0,5 7,4 0,0 3,2

2,3 0,4

69,6

1 703,1 1 910,8

14,4 0,1

5,9 0,2

74,4 9,0 2,6 0,1

94,2 4,9 7,8 1,4 0,4

43,2 0,2

68,0 8,4

626,2 0,0 1,6 0,2

76,8 0,1

169,4 0,0 2,4

26,0 0,0

7,9 402,2

1 557,3

91,3

0,4 4,0

85,2 4,0

61,3 0,1

12,9 63,9 48,4

1,2 2,0 0,6 9,7 0,0 3,6

1,7 0,3

54,1

1 630,1 1 990,0

15,4 0,1

5,7 0,2

79,2 8,1 2,6 0,1

92,5 4,4 8,6 1,2 0,2

35,7 0,2

64,3 8,4

599,7 0,0 1,3 0,2

74,0 0,1

147,8 0,0 2,2

29,9 0,0

8,3 373,4

1 611,6

88,0

0,4 3,8

71,4 4,8

64,2 0,1

14,9 35,9 50,4

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

1,5 0,3

33,6

1 551,0 1 978,4

17,6 0,1

6,0 0,2

129,4 8,2 3,0 0,1

94,3 3,9 8,7 1,1 0,2

60,5 0,2

67,3 8,4

629,9 0,0 0,9 0,2

62,9 0,1

234,3 0,1 2,8

29,5 0,0

7,8 398,6

1 541,5

90,4

0,4 3,6

65,4 5,1

93,0 0,1

13,2 39,9 51,6

1,3 3,2 0,8

10,0 0,0 4,8

1,1 0,3

21,8

1 803,0 1 884,3

18,6 0,1

4,7 0,3

142,5 7,8 3,6 0,1

90,2 4,6 8,7 1,1 0,3

52,1 0,2

64,3 8,2

589,9 0,0 2,5 0,2

50,9 0,1

230,8 0,0 3,8

28,0 0,0

7,6 403,4

1 469,1

87,2

0,5 3,6

101,7 5,2

80,9 0,1 9,3

52,5 77,3

1,4 3,3 0,7 8,7 0,0 5,0

1,2 0,4

26,0

1 772,5 1 848,4

19,0 0,1

5,4 0,6

171,8 7,7 3,4 0,1

94,1 6,8 8,5 1,3 0,2

95,3 0,2

65,4 8,4

613,5 0,0 3,2 0,2

50,5 0,1

236,9 0,0 4,9

25,8 0,0

8,2 490,3

1 307,4

91,2

0,4 4,1

133,0 4,8

107,6 0,0 7,1

68,1 81,8

1,4 3,2 0,6 9,9 0,0 4,8

1,5 0,4

26,2

1 999,5 1 738,5

18,1 0,1

68,4 2,4

1 507,1 104,7

40,2 0,8

1 209,6 61,4 96,9 14,7

1,6 933,6

2,0 760,3 102,6

7 270,4 0,3

28,4 2,1 0,0

642,9 0,8

2 752,5 0,5

44,7 300,3

0,4 0,0

90,2 5 472,0

16 327,3 0,0

1 089,5 0,0 4,7

37,8 1 000,2

50,4 1 053,7

0,7 168,5 629,2 799,5

15,8 43,4

6,9 110,3

0,2 49,6

0,0 18,3

4,3 407,9

22 319,6 20 812,5

196,9 1,2

0,3%0,0%6,8%0,5%0,2%0,0%5,4%0,3%

49,2%0,1%0,0%4,2%0,0%3,4%0,5%

32,6%0,0%0,1%0,0%0,0%3,1%

64,3%12,3%

0,0%0,2%1,4%

35,7%0,0%0,4%

24,5%78,4%

0,0%5,2%0,0%0,0%0,2%4,8%

25,6%4,7%0,0%0,8%3,0%3,6%0,1%0,2%0,0%0,5%0,0%

25,2%0,0%0,1%0,0%2,0%

HidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaSolarHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaEólicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaEólicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaSolarHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmicaSolarHidráulicaTérmicaHidráulicaTérmica

HidráulicaTérmicaSolarEólica

Amazonas

Ancash

Apurímac

Arequipa

Ayacucho

Cajamarca

Cusco

Huancavelica

Huánuco

Ica

Junín

La Libertad

Lambayeque

Lima

Loreto

Madre de Dios

Moquegua

Pasco

Piura

Puno

San Martín

Tacna

Tumbes

Ucayali

Total


7.3.8. Longitud de líneas de transmisión por nivel de tensión, 1995-2013 (km)

500

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

90

612

622

220

3 130

3 130

3 625

3 625

3 996

4 860

5 318

5 559

5 559

5 614

5 614

5 664

5 677

5 711

5 714

5 863

7 106

7 460

7 842

60 - 69

3 031

3 278

3 629

3 895

4 190

4 213

4 310

4 335

4 335

4 335

4 678

4 842

4 853

4 862

4 993

5 204

5 608

5 783

5 907

30 - 50

1 098

1 130

1 329

1 398

1 421

1 447

1 450

1 454

1 461

1 570

1 545

1 546

1 546

1 546

1 555

1 746

1 752

1 795

1 797

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Año138

1 873

1 873

2 241

2 411

2 920

3 135

3 183

3 331

3 338

3 338

3 435

3 636

3 636

3 636

4 057

4 252

4 278

4 286

4 417

Nivel de Tensión ( kV )

Longitud de Líneas de Transmisión

9 132

9 410

10 824

11 328

12 528

13 656

14 261

14 679

14 693

14 857

15 272

15 688

15 712

15 755

16 319

17 065

18 833

19 936

20 585

(Km)Total


7.3.9. Número de clientes de las empresas distribuidoras, 1995-2013

ANEXOS

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Año

2 491 804

2 775 675

2 964 263

3 057 270

3 217 011

3 352 159

3 462 792

3 614 408

3 727 184

3 860 430

3 977 020

4 165 191

4 359 764

4 624 684

4 878 854

5 170 778

5 495 091

6 156 176

5 834 755

TotalSub - Total

175

161

160

168

176

179

182

185

165

160

164

154

152

150

159

140

130

130

141

MAT

4

3

3

4

2

3

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

3

AT

24

20

20

22

23

20

17

15

14

10

14

13

11

10

13

13

15

16

18

MT

145

137

136

141

150

156

163

168

149

148

148

139

139

138

144

125

113

112

120

BT

2

1

1

1

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Mercado LibreSub - Total

2 491 629

2 775 514

2 964 103

3 057 102

3 216 835

3 351 980

3 462 610

3 614 223

3 727 019

3 860 270

3 976 856

4 165 037

4 359 612

4 624 534

4 878 695

5 170 638

5 494 961

5 834 625

6 156 035

MAT

1

1

1

AT

13

15

17

13

20

9

9

11

12

19

18

22

25

24

22

23

24

19

19

MT

3 747

4 866

4 861

5 372

5 774

6 259

6 752

7 166

7 598

8 120

8 727

9 454

10 314

11 422

12 368

13 331

14 409

15 886

16 943

BT

2 487 869

2 770 633

2 959 225

3 051 717

3 211 041

3 345 712

3 455 849

3 607 046

3 719 409

3 852 131

3 968 111

4 155 561

4 349 273

4 613 088

4 866 305

5 157 284

5 480 527

5 818 719

6 139 072

Mercado Regulado


7.3.10. Número de clientes de las empresas generadoras, 1995-2013

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Año

31

38

52

50

47

50

59

76

82

85

80

83

98

108

110

118

131

132

139

TotalMAT

3

5

8

13

11

12

21

30

35

35

34

36

41

42

40

46

46

50

54

AT

4

8

15

15

18

20

21

26

21

23

22

23

23

24

27

26

30

30

39

MT

11

16

21

22

18

18

17

20

26

27

24

24

34

42

43

46

55

52

46

BT

13

9

8

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Mercado Libre


7.3.11. Ventas a clientes finales por región y mercado, en 2013 (GW.h)

ANEXOS

Región

Lima

Arequipa

Ica

Moquegua

Ancash

Callao

La Libertad

Piura

Cajamarca

Cusco

Junín

Pasco

Lambayeque

Puno

Otros

Total

Total Libres Regulados

11 172,08

Generadores

895,53

841,15

522,36

103,25

1 022,33

922,43

352,41

340,91

932,46

254,06

586,08

66,60

280,92

1 590,71

19 883,28

4 260,30

1 656,77

1 426,93

1 298,77

1 713,69

722,69

553,34

1 095,71

903,63

309,63

674,82

72,57

458,20

175,61

1 590,71

15,729,47

15 432,38

2 552,29

2 268,08

1 821,14

1 816,94

1 745,03

1 475,76

1 448,12

1 244,54

1 242,45

928,88

658,65

524,80

456,52

1 997,17

35 612,75


7.3.12. Precio medio por tipo de mercado, 1995-2013 (US$ por MW.h)

BT

93,3

133,1

139,8

Sub - Total

55,4

59,6

57,3

50,5

50,7

53,4

54,3

51,6

53,2

53,9

56,5

54,4

54,4

66,4

57,2

56,1

62,9

67,1

70,2

MAT

46,3

51,0

52,2

49,5

50,6

50,8

48,8

42,3

42,0

41,7

46,6

44,2

46,4

69,2

56,1

52,9

59,9

65,6

68,9

MT

65,6

67,2

63,3

55,8

54,3

57,9

56,6

53,5

54,8

53,6

59,6

57,4

56,0

65,2

60,9

62,7

69,2

71,4

78,8

Sub - Total

101,5

103,8

101,5

87,5

83,1

88,1

87,9

82,9

84,4

86,7

94,0

92,1

90,9

95,6

102,4

104,6

110,9

122,0

122,3

MAT

67,1

75,9

78,7

MT

67,7

67,9

66,4

55,9

54,1

58,7

59,0

57,5

58,2

59,0

65,1

62,1

60,8

63,9

70,7

72,8

78,2

87,2

88,2

BT

110,9

114,6

112,7

97,9

93,2

99,0

99,2

93,1

95,3

98,8

107,4

106,7

106,6

112,5

119,4

122,4

130,4

143,1

143,0

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Año

89,6

93,8

91,6

79,6

76,3

80,5

82,0

77,6

79,7

82,2

88,9

87,0

86,8

82,2

82,6

83,2

89,9

99,4

99,3

TotalAT

46,9

50,2

47,8

41,9

43,5

46,1

49,0

47,4

50,0

60,0

47,0

45,3

46,7

58,5

54,3

59,1

63,8

65,6

64,0

Mercado Libre

AT

64,8

69,3

74,1

68,6

53,0

60,3

60,0

54,7

51,0

57,1

60,6

55,1

54,9

56,9

64,9

65,0

67,3

76,9

79,9

Mercado Regulado


7.3.13. Precio medio por sector económico, 1995-2013 (US$ por MW.h)

ANEXOS

89,3

90,7

89,2

74,3

70,3

73,2

73,3

74,3

71,4

77,7

84,7

82,0

82,6

88,9

94,4

101,1

102,1

109,8

109,1

Comercial

112,8

117,0

115,8

99,7

94,9

100,8

100,4

89,8

96,7

99,6

108,4

107,6

106,9

112,7

119,3

122,1

130,4

147,0

141,7

Residencial

84,8

100,2

96,1

83,8

81,3

89,2

93,9

79,2

77,7

96,7

102,9

108,3

102,9

106,7

115,3

120,7

127,9

139,8

132,6

Alumbrado Público

83,9

86,5

81,9

70,5

68,0

71,6

68,5

65,7

66,2

70,4

76,3

75,5

74,0

82,2

82,6

83,2

89,9

98,0

99,3

Precio Medio

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Año

Precio Medio por Sector Económico (US$/MW.h)

57,8

60,0

58,7

54,2

53,4

56,2

51,7

51,0

50,5

53,8

57,7

57,3

56,0

66,6

60,9

59,1

67,1

73,8

75,0

Industrial


7.3.14. Facturación a clientes finales de empresas distribuidoras, 1995-2013 (US$ miles)

BT

392,4

501,2

392,5

0,4

1,1

0,3

Sub - Total

124 184,5

118 518,2

119 469,6

107 173,9

107 879,2

125 742,7

101 440,2

97 685,0

89 989,0

88 872,4

99 638,9

101 892,6

91 758,4

107 608,9

118 749,1

122 514,8

146 073,3

160 857,3

185 397,1

MAT

25 907,6

15 449,5

16 203,7

16 061,9

15 419,1

17 480,4

2 970,6

2 899,6

3 287,7

3 683,5

4 636,4

5 338,8

5 813,5

5 762,9

6 087,2

695,2

1 617,3

1 728,9

3 120,5

AT

30 717,3

30 833,1

28 692,1

27 911,3

26 357,7

31 943,4

24 206,7

20 776,2

17 961,8

13 977,9

15 658,5

15 239,0

7 543,7

8 648,3

13 151,0

14 232,3

19 895,7

29 340,6

34 322,3

MT

67 167,2

71 734,4

74 181,3

63 200,2

66 101,3

76 318,6

74 262,9

74 009,3

68 739,5

71 211,0

79 344,0

81 314,8

78 401,1

93 197,7

99 510,9

107 587,3

124 560,3

129 787,9

147 954,3

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Año

776 779,2

822 460,3

859 351,7

786 061,0

778 389,1

866 072,1

862 632,3

862 228,1

901 096,2

986 870,1

1 147 775,9

1 222 413,6

1 305 447,9

1 501 002,7

1 675 664,8

1 841 104,1

2 130 533,7

2 474 533,6

2 617 787,6

TotalMercado Libre

Sub - Total

652 594,7

703 942,1

739 882,1

678 887,1

670 510,0

740 329,4

761 192,1

764 543,1

811 107,1

897 997,7

1 048 137,0

1 120 521,1

1 213 689,5

1 393 393,9

1 556 915,7

1 718 589,3

1 984 402,4

2 313 676,3

2 432 390,4

MAT

19,7

142,1

170,7

AT

763,8

993,7

1 196,4

567,1

304,8

356,4

371,0

340,8

311,7

1 242,9

2 905,9

3 140,3

4 057,9

4 026,5

3 630,2

4 064,5

4 565,9

5 458,6

3 777,0

MT

94 553,8

105 462,9

116 462,0

106 856,0

113 037,4

133 233,2

142 500,8

151 870,4

163 826,1

183 802,1

226 268,1

243 797,5

271 794,0

318 585,1

371 047,1

424 841,8

514 699,1

615 710,6

656 049,3

BT557 277,2

597 485,5

622 223,7

571 464,1

557 167,8

606 739,9

618 320,2

612 331,9

646 969,4

712 952,8

818 963,0

873 583,2

937 837,6

1 070 782,3

1 182 238,4

1 289 683,0

1 465 117,6

1 692 364,9

1 772 393,5

Mercado Regulado


7.3.15. Facturación a clientes finales de empresas generadoras, 1995-2013(US$ miles)

ANEXOS

BT

469,1

694,9

637,4

228,1

MAT

10 207,0

30 680,1

96 382,2

99 253,0

119 194,5

132 207,3

158 437,0

197 213,1

210 982,1

261 256,0

280 004,2

304 813,9

364 077,9

482 734,1

391 283,2

432 611,9

4981 29,4

576 207,5

641 136,2

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Año

49 896,8

70 910,1

160 185,9

202 084,0

213 570,2

246 997,4

276 726,2

294 839,0

316 114,0

395 429,9

431 433,4

460 755,3

525 183,8

715 097,2

560 393,4

607 430,9

729 915,8

8245 91,9

9185 60,3

TotalAT

6 478,0

10 771,8

24 594,8

45 211,5

48 895,1

55 496,2

61 930,5

50 406,7

49 267,4

61 011,5

63 093,2

74 210,6

78 810,9

109 806,2

74 718,8

68 142,2

95 249,6

105 280,5

152 045,2

MT

32 742,7

28 763,3

38 571,5

57 391,4

45 480,6

59 293,9

56 358,7

47 219,2

55 864,5

73 162,4

88 336,0

81 730,8

82 295,0

122 557,0

94 391,4

106 676,8

136 536,8

143 103,9

125 378,9

Mercado Libre


7.3.16. Facturación a clientes finales por sector, 1995-2013 (US$ miles)

200,8

213,2

221,2

175,4

170,0

197,2

202,6

223,8

238,4

257,7

300,4

317,9

340,2

399,6

454,6

526,3

568,0

665,8

737,4

Comercial

40,9

49,0

50,7

44,8

44,2

48,3

50,9

44,4

44,3

58,3

65,0

69,7

67,5

72,0

78,9

85,6

96,2

109,8

116,3

Alumbrado

Público

826,7

893,4

1 019,5

988,1

992,0

1 113,1

1 139,4

1 157,1

1 217,2

1 382,3

1 579,2

1 683,2

1 830,6

2 216,1

2 236,1

2 448,5

2 860,4

3 299,1

3 536,3

Total

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Año

355,9

372,7

392,1

362,8

358,2

396,7

406,0

400,8

428,0

470,0

544,1

579,6

628,3

716,7

792,5

865,0

999,5

1 143,9

1 241,0

Residencial

Facturación a Cliente Final

229,0

258,4

355,5

405,1

419,5

470,9

479,9

488,1

506,5

596,3

669,7

716,0

794,8

1 027,8

910,2

971,6

1 196,6

1 379,7

1 441,7

Industrial


7.3.17. Inversiones ejecutadas, 1995-2013 (US$ millones)

ANEXOS

66,2

195,9

339,7

358,7

507,8439,8

210,8

132,3

81,1

168,6

231,1

350,5

399,3

633,6

741,8

978,8

1 641,7

2 467,4

2 166,1

Total

38,4 11,4 104,9

65,3 16,6 95,1

103,2 32,7 71,9

114,5 46,2 42,1

136,3 31,3 34,1123,2 26,7 16,1

76,3 3,1 15,7

77,8 0,4 31,7

67,1 43,7

67,0 49,1

53,8 63,7

29,2 66,5

73,5 66,2

26,5 102,4

88,8 161,4

25,1 140,5

28,6 78,4

35,3 86,3

65,2 124,9

DistribuciónTransmisiónGeneración

154,7

177,0

207,9

202,8

201,7166,0

95,1

109,9

110,8

116,1

117,4

95,7

139,7

128,9

250,3

165,6

107,0

121,6

190,1

Total

1995

1996

1997

1998

19992000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Año

163,4

193,3

171,5

136,5

121,5139,2

134,4

96,7

92,0

100,8

134,4

140,1

151,4

235,9

289,4

253,2

229,4

337,4

402,2

Distribución

11,4

16,6

32,7

59,6

170,8128,9

61,7

37,7

12,8

24,4

20,6

16,5

69,6

43,1

254,4

332,6

278,5

470,3

188,4

Transmisión

46,1

163,0

343,4

365,4

417,2337,7

109,8

107,8

87,2

159,6

193,5

289,6

318,0

483,5

448,4

558,6

1 240,8

1 781,4

1 765,6

Generación

220,9

372,9

547,6

561,5

709,5605,8

305,9

242,2

192,0

284,7

348,5

446,2

539,1

762,5

992,1

1 144,4

1 748,7

2 589,0

2 356,4

Total

295,2

508,8

594,2

613,0

764,2659,2

351,1

259,5

235,4

323,8

393,7

480,2

629,0

862,0

1 176,8

1 367,7

1 880,0

2 738,9

2 505,6

Inversión Total

Total Empresas

229,0

312,9

254,4

254,3

256,4219,4

140,2

127,2

154,3

155,2

162,7

129,7

229,7

228,4

435,0

389,0

238,3

271,5

339,5

Inversión Pública

Empresas Estatales Empresas Privadas

74,3

136,0

46,6

51,5

54,653,4

45,2

17,3

43,4

39,1

45,2

34,0

89,9

99,5

184,7

223,4

131,3

149,9

149,4

Rural

7, 56 8,5

97,8 98,2

240,2 99,5

250,8 13,5 94,4

280,9 139,5 87,4214,4 102,2 123,1

33,5 58,6 118,7

30,0 37,3 65,0

20,1 12,8 48,2

92,6 24,4 51,6

139,7 20,6 70,7

260,4 16,5 73,5

244,5 69,6 85,2

457,0 43,1 133,5

359,5 254,4 127,9

533,5 332,6 112,7

1 212,2 278,5 151,0

1 746,1 470,3 251,0

1 700,4 188,4 277,3

DistribuciónTransmisiónGeneración


7.3.18. Potencia efectiva y producción RER, en 2013

Energía

(GW.h)

90,8

82,4

48,3

4,1

6,8

33,0

77,6

72,8

48,6

48,2

25,8

58,9

60,3

31,0

34,3

154,6

11,7

103,9

50,4

31,2

18,3

62,5

47,3

49,6

19,1

1 271,6

Potencia

Efectiva

(MW)

20,00

12,60

12,00

1,79

2,80

5,71

10,00

10,20

20,00

20,00

3,97

9,99

9,99

6,96

7,43

16,20

3,64

37,50

20,00

5,05

18,00

15,40

10,00

20,00

4,13

303,4

Recurso

Bagazo

Agua

Bagazo

Agua

Agua

Agua

Agua

Agua

Solar

Solar

Agua

Agua

Agua

Agua

Agua

Agua

Agua

Bagazo

Solar

Biogas

Agua

Agua

Agua

Solar

Agua

Central

C.T. Paramonga

C.H. Pías 1

C.T. Caña Brava

C.H. Purmacana

C.H. Quanda

C.H. Caña Brava

C.H. Carhuaquero IV

C.H. La Joya

C.S. Majes

C.S. Repartición

C.H. Nueva Imperial

C.H. Huasahuasi I

C.H. Huasahuasi II

C.H. Santa Cruz I

C.H. Santa Cruz II

C.H. Huanchor

C.H. Roncador

C.T. Maple Etanol

C.S. Panamericana Solar

C.T. Huaycoloro

C.H. Las Pizarras

C.H. Poechos I

C.H. Poechos II

C.S. Tacna Solar

C.H. Yanapampa

Empresa

AIPSA

AYEPSA

BIOCHIRA

STA. ROSA

ELOR

EGENOR

EGENOR

GEPSA

CTS MAJES

GTS REPARTICIÓN

HIDROCAÑETE

STA. CRUZ

STA. CRUZ

STA. CRUZ

STA. CRUZ

HUANCHOR

MAJA

MAPLE

PANAMERICANA

PETRAMAS

RIO DOBLE

SINERSA

SINERSA

TACNA SOLAR

YANAPAMPA

Total


2,253,00011,359198.36

448,1172,545

120,97366%27%7%

79,80632,7848,383

Gas NaturalSi

TermonuclearNo

552,498415,34271,39616,03849,7224.0%

25,22698.7% (2010)

100%93%

72,70672,377,04572,374,028

3,017152.6566.69

187.3 (2011)

106,444 (750, 600, 500, 440, 345 y 230 kV)

1,177,39810,059117.06

234,2192,228

63,19522%72%6%

13,90345,5003,792

Gas NaturalSi

260,49831,317

212,848

16,3331.0%

98%

31%

38,000N.d.

36,399,804N.d.

90.19N.d.

114.74

95,957 (400, 230, 161, 138 y 115 kV)

3,184 (2015)

381,28612,72929.95

84,7603,313

27,72353%47%0%

14,62113,021

80Gas Natural

SiDiesel

No127,85481,85245,952

98.4%

18,3575,986,0185,282,414703,604

25.34N.d.N.d.

28,947 (765, 400,

230, 138 y 115 kV)

268,17715,41017.40

4,00018,328

32%66%1%

5,94912,181

198Carbón

SiGas Natural

Si66,14920,27645,476

3973.8%

21,82898%

96% (2010)47% (pot. Instalada)

9,238

113.34276.09126.8

16,991 (SING + SIC: 345,

220, 154, 110 y 100 kV)

2,053 (2016)

Indicador Brasil México Argentina Venezuela Chile Colombia 369,606

7,74847.70

59,3701,245

14,47863%32%4%

9,1854,642651

Gas NaturalNo

CarbonNo

59,98944,92411,506

3,2132.3%

95.58% (2012)

36%

9,504N.d.N.d.N.d.

62.1660.7668.27

14,449 (500, 230, 220 kV)

4789.7

7.4. COMPARACIÓN DE PAÍSES


Perú Ecuador Uruguay Paraguay Bolivia198,851

6,52530.47

33,6471,1048,26742%56%2%

3,4724,630165

Gas NaturalNo

CarbónSi

38,35320,86516,807

6815.8%

15,34087.2% (2012)89.1% (2007)63% (2012)

28%7,7545,575

5,819,9365,819,674

26299.33

3970.05

12,029 (500, 220 y 138 kV)

84,0405,42515.49

16,1751,0445,45442%57%2%

2,2643,087104

DieselSi

23,08612,23810,311

2985.4%

93.35% (2010)94.8%89.0%30%

4,0344,398,6244,398,567

5779,3

60,0459,9

3,559 (230 y 138 kV)

1559.3

1579 (2014-2018)

49,92014,703

3.4010,0412,9572,77955%35%10%

1,538963278

Derivados PetróleoSí

Gas NaturalSí

9,2995,0773,658

0564

-0.2%

99,8%99% (2006)88,1 (2006)

1,742N.d.N.d.N.d.

196.52209N.d.

4,338 (500, 230, 150 kV)

100 (2014 - E. eólica)

811 (2014 - E. eólica)

26,0083,9576.57

11,0201,6768,818100%

0%0%

8,81800

57,625

6.8%

97.4% (2010)99.5%94.3%

2,137N.d.N.d.N.d.

71.71N.d.N.d.

4,106 (500 y 200 kV)

27,0352,57610.506,604629

1,38534%66%0%476909

0Gas Natural

No

6,9402,3224,618

00

5.0%

77.1%90.1% (2010)52.7% (2010)

11%1,2431,109N.d.N.d.

440.8217.98N.d.

2,895.8 (230 y 115 kV)

1171 (2014-2018)

820 (2014-2018)

Indicador

7.4. COMPARACIÓN DE PAÍSES

Fuente: Diversas44

44 Ver Anexo 7.0 para el detalle de las fuentes por país.



La República de Perú se fundó en 1821, está ubicada en la parte occidental y central de América del Sur y cuenta con una superficie de 1,29 millones de km², siendo el tercer país más extenso de América del Sur45. Limita al norte con Ecuador y Colombia, al este con Brasil y Bolivia, y al sur con Chile. La franja costera, a lo largo del Océano Pacífico, se extiende por aproximadamente 2 600 km de distancia.

El país se divide en tres zonas geográficas dife-renciadas: la costa al oeste, la sierra dominada por la cordillera de Los Andes que atraviesa el país de sur a norte y la selva amazónica al este.

El gobierno se divide en los poderes ejecutivo, legislativo y judicial, que son independientes y se rigen bajo la Constitución de 1993. En adi-ción a esta estructura en el ámbito nacional, que conforma el gobierno central, se cuenta con gobiernos regionales, gobiernos locales (municipalidades provinciales y distritales) y organismos autónomos.

Según el censo del año 2007 del Instituto Na-cional de Estadística e Informática (INEI), Perú tiene una población proyectada a 2013 de 30,48 millones de habitantes, de los cuales 75,6% están en el área urbana y 24,4% en el área rural. La mayor parte de la población re-side en la costa, seguida por la sierra y final-mente por la selva, esta última representa casi 60% del territorio. El país está centralizado en la capital, Lima, que alberga aproximadamente a 8,9 millones de personas y concentra cerca de 50% del Producto Bruto Interno (PBI).

Según el artículo 48° de la Constitución Política del Perú, los idiomas oficiales son el castellano, el cual es hablado por la mayoría de la pobla-ción; el quechua; aimara y las demás lenguas aborígenes en las zonas donde predominen.

Tanto la pobreza y la pobreza extrema, medi-das respecto a un consumo mínimo necesario para satisfacer las necesidades básicas, experi-mentan desde el año 2004 un descenso conti-nuo y significativo. Estas condiciones se refle-jan en una mejora constante de la calidad de vida de la población, tanto por el aumento del ingreso promedio mensual desde 2006, como por el mayor acceso de hogares a los servicios públicos indispensables, tales como agua po-table y alumbrado eléctrico, entre otros46.

7.5. RESEÑA

45“Perú en Cifras”. INEI.46“Encuesta Nacional de Hogares”. INEI.


AAdministración del Mercado Eléctrico (ADME). (2012). Informe Anual 2012. Uruguay.

Administración Nacional de Electricidad (ANDE). (2011). Resumen Estadístico 2007-2011. Paraguay.

Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE). (2012). Memoria Anual 2012. Uruguay.

Agencia de Cooperación Internacional de Japón (2012). Plan Maestro para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en el Perú.

BBattocletti, L. (1999). Geothermal Resources in Latin America & the Caribbean. United States.

Bolsa de Valores de Lima. www.bvl.com.pe.

BP. (2013). Statistical Review. www.bp.com/content/dam/bp/pdf/statistical-review/statistical_review_of_world_energy_2013.pdf

CCentro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central. (2013). Estadísticas de Operación 2012-2013. Chile.

Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). (2012). Anuario y Estadísticas de Operación 2012. Chile.

Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional. www.coes.org.pe.

Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC). (2012). Resultados de Operación del Sistema Interconectado Nacional 2012. Bolivia.

Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima. (2012). Informe Anual 2012. Argentina.

7.6. REFERENCIAS


EEnergy Information Administration (2013). International Energy Outlook.www.eia.gov/forecasts/ieo/electricity.cfm

Energy Information Administration (2014). International Energy Statistics. http://www.eia.gov/countries/data.cfm

IInternational Energy Agency (2013). World Energy Outlook Website. Renewable Energy Outlook. www.worldenergyoutlook.org/media/weowebsite/2013/WEO2013_Ch06_Renewables.pdf

MMinisterio de Electricidad y Energía Renovable (2013). Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Ecuador.

Ministerio de Energía y Minas (2012). Documento Promotor Subsector Eléctrico. Lima: Dirección General de Electricidad.

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

Ministerio de Minas y Energía (2013). Anuario Estadístico 2013. Brasil.

Ministerio de Minas y Energía (2013). Memorias al Congreso de la República 2012-2013. Colombia.

Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica (2013). Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Nacional 2013. Venezuela.

OOrganismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas. www.osinergmin.gob.pe.

SSecretaría de Energía (2013). Prospectiva del Sector Eléctrico 2013-2027. México.


ANEXOS

[ 144 ]

[ 145 ]

ANUARIO EJECUTIVODE ELECTRICIDAD

2013

[ 146 ]

Documents

Ministerio de Energia y Minas - minem.gob.pe ejecutivo electrico... · 2 Sistema Interconectado Nacional ... La máxima demanda del Sistema Eléctrico In- ... como Venezuela, Ecuador