2

SITUACIÓN ACTUAL

RESUMEN AL 2013

• Potencia Efectiva – Año 2013 (1)

Total : 7 776 MWCC.HH. 41% (2)

CC.TT. 59% (3)

• Producción – Energía (1)

Año 2012: 37 321 GWh (4)

Año 2013: 39 669 GWh (4) (∆ : 6,3 %) % Producción 2013:CC.HH. 51,8 %, CC.TT. 45,7%, RER. 2,5%

SISTEMA ELECTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

3

(1): Generadores COES.(2): Incluye centrales hidroeléctricas RER.(3): Incluye centrales de biomasa y solares (RER).(4): No Incluye la exportación al Ecuador.(5): Preliminar. Considera el sistema secundario de REP, empresas generadoras, distribuidoras y clientes libres.

• Máxima Demanda (1)

Año 2012: 5 291 MW Año 2013: 5 575 MW (∆ : 5,4 %)

• Longitud de líneas de transmisión del COES al año 2013 (5) :220 kV: 10 172 km500 kV: 1 501 km

4

DEMANDA 2014 – 2018

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2014 – 2018

DEMANDA DEL SEIN GWH % MW %2014 44 703 10,8% 6 211 8,0%2015 50 085 12,0% 6 872 10,6%2016 57 084 14,0% 7 788 13,3%2017 62 226 9,0% 8 426 8,2%2018 67 492 8,5% 9 114 8,2%

PROMEDIO

2014 - 2018 (*) 10,8% 9,6%

AÑOENERGÍA POTENCIA

16%

5

CRECIMIENTO

0%

4%

8%

12%

16%

2014 2015 2016 2017 2018

Porc

enta

je d

e cr

ecim

ient

o ENERGÍA

POTENCIA

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2013 – 2018

2013 2014 2015 2016 2017 2018

MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH

Ampliación Concentradora Cuajone 17 140 17 140 46 385 46 385Ampliación Concentradora Toquepala 8 66 72 599 72 599 72 599Ampliación Cerro Verde 149 1 160 406 2 838 406 2 838 406 2 838Ampliación Quimpac (Oquendo) 25 142 25 183 25 183 25 183 25 183El Brocal (Colquijirca) 20 145 27 198 27 198 27 198 27 198Ampliación Shougang Hierro Perú 28 241 70 514Ampliación Antamina 19 53 19 199 34 311 34 314 34 314 79 646Ampliación de Aceros Arequipa 5 67 6 130 11 174 11 182 16 342 21 366Ampliación Cerro Lindo 3 20 3 20 3 20 3 20 3 20 3 20Ampliación Bayovar 12 67 15 134 15 150 16 162Ampliación Cemento Pacasmayo 25 173 25 173 25 173 25 173Ampliación UNACEM - Cementos Lima 10 5 15 111 15 117 16 125 16 121 16 124Toromocho 125 140 154 1 180 160 1 191 216 1 611 216 1 611 216 1 611Pachapaqui 8 63 12 95 16 138Ampliación Antapacay 81 574 82 658 82 658 82 658 82 658 82 658Las Bambas 3 21 42 337 150 1 212 150 1 209Coroccohuayco 65 524Constancia 62 238 87 716 87 716 87 716 87 716Bongará - Cajamarquilla 2 5 8 35Quellaveco - Angloamerican 2 22Mina Chapi 7 55 26 205

PRINCIPALES PROYECTOS DE DEMANDA

6

Mina Chapi 7 55 26 205Chucapaca 10 58 62 360Pukaqaqa 10 58 40 315Pampa de Pongo 40 346 60 518La Granja 30 233Shahuindo 8 59 8 59 8 59Haquira 12 105 24 210 24 263Creditex 14 107 14 107 14 107Mina Justa 5 35 5 35 15 105Corani 21 162 41 323 41 323Salmueras de Sechura 13 88 25 175 25 175 25 175La Arena 2 14 3 22 65 541 65 541 65 541El Porvenir 5 31 24 144 24 144 24 144Mina Alpamarca 6 37 15 105 15 105 15 105Cementos Piura 25 175 25 175 25 175 25 175Nueva Planta de Oxidos Volcán 16 118 16 118 16 118 16 118 16 118Ampliación Siderperú 33 318Ollachea (Kuri Kullu) 4 8 7 58 10 80 11 95 12 96Salmueras Sudamericanas 30 223 30 223Azod (Zincore Metals-Exploraciones Collasuyo) 17 119 34 238 34 238 34 238Ampliación UNACEM - Condorcocha 3 24 7 25 11 72 28 149 39 265 40 271Total de Proyectos - Zona Norte - 2 14 77 525 162 1 259 194 1 502 264 2 095Total de Proyectos - Zona Centro 165 309 264 2 071 313 2 451 441 3 354 499 3 957 637 4 965Total de Proyectos - Zona Sur 81 574 148 904 369 2 938 781 5 873 1 011 7 734 1 168 8 956TOTAL PROYECTOS 246 883 414 2 989 759 5 915 1 385 10 486 1 704 13 193 2 069 16 016

Nota: Nuevos proyectos (acumulados) con respecto al 2012.

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2014 – 2018

COMPONENTES DE LA DEMANDA DEMANDA VEGETATIVA

30 000

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

ENER

GÍA

(GW

H)

AÑOENERGÍA

(GWh)Crecimiento

(%)

2014 31 973 6,4%2015 34 125 6,7%2016 36 352 6,5%2017 38 610 6,2%2018 40 978 6,1%

6,4%Crecimiento promedio

7

0

10 000

20 000

2014 2015 2016 2017 2018

ENER

GÍA

(GW

H)

Proyección de Grandes Cargas

Proyección de Demanda Econométrica

6,4%Crecimiento promedio

2014 - 2018

Nota: Año base el 2013.

NORTENORTE

ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA POR ZONAS 2014 – 2018

NORTE

Demanda Total (MW)

Proyectos (MW)

2014 950 22015 1 062 772016 1 201 1622017 1 281 1942018 1 398 264

CENTRO

Demanda Total (MW)

Proyectos (MW)

2014 4 164 2642015 4 465 3132016 4 795 4412017 5 099 4992018 5 488 637

SUR

8

NORTENORTE

CENTROCENTRO

SURSURNota: Nuevos proyectos (acumulados) con respecto al 2012.

Demanda Total (MW)

Proyectos (MW)

2014 1 098 1482015 1 345 3692016 1 792 7812017 2 046 1 0112018 2 228 1 168

9

PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN 2014 – 2018 (*)

(*): Año 2018 preliminar

PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN 2014 – 2018 (1 de 2)

FECHA PROYECTO EMPRESA MW

ene-2014 CH Huanza - G2 EMPRESA DE GENERACION HUANZA 45ene-2014 CT Fenix - TG2 + TV FENIX POWER PERÚ 268feb-2014 CT Fenix - TG1 FENIX POWER PERÚ 268mar-2014 Central Eólica Cupisnique ENERGÍA EÓLICA 80mar-2014 Central Eólica Talara ENERGÍA EÓLICA 30abr-2014 CH Huanza - G1 EMPRESA DE GENERACION HUANZA 45abr-2014 Central Eólica Marcona PARQUE EÓLICO MARCONA 32may-2014 CH Machupicchu II EGEMSA 100jul-2014 CH Pelagatos HIDROELECTRICA PELAGATOS 20jul-2014 CH Santa Teresa LUZ DEL SUR 98

ago-2014 Central Biomasa La Gringa V CONSORCIO ENERGÍA LIMPIA 2dic-2014 CH Langui II CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE LANGUI 3ene-2015 CH Manta PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES 20ene-2015 CH Runatullo III EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 20ene-2015 CH Runatullo II EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA JUNIN 19ene-2015 Central Solar Moquegua FV SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16

10

ene-2015 Central Solar Moquegua FV SOLARPARCK CORPORATION TECNOLÓGICA 16ene-2015 CH Canchayllo ALDANA CONTRATISTAS GENERALES 5ene-2015 CH Huatziroki I ARSAC CONTRATISTAS GENERALES 11ene-2015 CH Rucuy EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS 20

mar-2015 Reserva Fría - Planta Puerto Maldonado INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 18

mar-2015 Reserva Fría - Planta Pucallpa INFRAESTRUCTURAS Y ENERGÍAS DEL PERÚ 40may-2015 CH Quitaracsa ENERSUR 112jun-2015 Reserva Fría - Planta de Eten PLANTA DE RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN DE ETEN 219jul-2015 CH Cola 1 HIDROELECTRICA COLA 10jul-2015 CH Tulumayo IV EGEJUNIN TULUMAYO IV 40jul-2015 CH Tulumayo V EGEJUNIN TULUMAYO V 65jul-2015 CH Macon EGEJUNIN MACON 10

ago-2015 CH T ingo COMPAÑÍA HIDROELECTRICA TINGO 9oct-2015 CH Zaña 1 ELECTRO ZAÑA 13ene-2016 Parque Eólico Tres Hermanas CONSORCIO TRES HERMANAS 97ene-2016 CH 8 de Agosto GENERACIÓN ANDINA 19ene-2016 CH El Carmen GENERACIÓN ANDINA 8ene-2016 CH Cheves I EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES - SN POWER168

PLAN DE OBRAS DE GENERACIÓN 2014 – 2018 (2 de 2)

FECHA PROYECTO EMPRESA MW

ene-2016 CH Chancay SINERSA 19ene-2016 CH Huasicancha EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 6ene-2016 CH Colca EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 12ene-2016 CH Chilcay EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CANCHAYLLO 12ene-2016 CH Yarucaya HUAURA POWER GROUP 17mar-2016 CH Chancay 2 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA RIO BAÑOS 40abr-2016 CH La Virgen PERUANA DE ENERGÍA 64may-2016 CH Vilcanota 2 RENEWABLE ENERGY PERÚ 20may-2016 Planta No 1 (Region Arequipa) SAMAY 1 500jun-2016 Parque Eólico Malabrigo PETROLERA MONTERRICO 43jun-2016 CH Santa Lorenza I EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SANTA LORENZA 19jul-2016 CH Cerro del Águila CERRO DEL AGUILA 525jul-2016 CH Las Orquideas ELECTRO ORIENTE 16

ago-2016 CH RenovAndes H1 RENOVABLES DE LOS ANDES 20ago-2016 CH Chaglla EMPRESA DE GENERACION DE HUALLAGA 456nov-2016 CH Carpapata III 13

11

nov-2016 CH Carpapata III UNIÓN ANDINA DE CEMENTOS 13dic-2016 CH Pallca ANDEAN POWER 10dic-2016 CH Carhuac ANDEAN POWER 16ene-2017 Central Eólica Yacila GENERALIMA 48ene-2017 CH Potrero EMPRESA ELÉCTRICA AGUA AZUL 20ene-2017 CH Marañón HIDROELÉCTRICA MARAÑÓN 88ene-2017 CH Hydrika 1-5 INTERNATIONAL BUSINESS AND TRADE LLC SUCURSAL PERU39ene-2017 CH Karpa HIDROELÉCTRICA KARPA 19ene-2017 CH Laguna Azul HIDROELÉCTRICA LAGUNA AZUL 20mar-2017 Planta No 2 (Region Moquegua) ENERSUR 500abr-2017 CT Santo Domingo de los Olleros - TV TERMOCHILCA 86jul-2017 CH Pucará EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI 150

ene-2018 CH Angel III GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20ene-2018 CH Angel I GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20

ene-2018 CH Angel II GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ 20

ene-2018 CH Olmos 1 PROYECTO ESPECIAL OLMOS TINAJONES 50

jul-2018 CH Las Cruces GENERAL COMMERCE 15

POTENCIA INSTALADA POR PROYECTOS DE GENERACIÓN 2013 – 2018 POR ZONAS DEL SEIN

992

1 639

3 739

4 709 4 833

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

MW

12

0

500

2014 2015 2016 2017 2018

Norte Centro Sur SEIN (acumulado)

TIPO 2014 2015 2016 2017 2018 TOTAL TOTALMW MW MW MW MW MW %

Norte 130 374 59 107 50 720 15%

Centro 661 239 1 521 213 0 2 634 54%

Sur 201 34 520 650 74 1 479 31%

SEIN 992 647 2 100 970 124 4 833 100%

POTENCIA INSTALADA POR PROYECTOS DE GENERACIÓN 2013 – 2018 POR TIPO DE TECNOLOGÍA

992

1 639

3 739

4 709 4 833

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

MW

13

0

500

2014 2015 2016 2017 2018

RER (**) Hidro Gas Diesel/Gas SEIN (acumulado)

TIPO 2014 2015 2016 2017 2018 TOTAL TOTALMW MW MW MW MW MW %

Hidro 311 354 1 460 335 124 2 585 53%

Gas 536 0 0 86 0 622 13%

Diesel/Gas 0 277 500 500 0 1 277 26%

RER (**) 144 16 140 48 0 349 7%

TOTAL 992 647 2 100 970 124 4 833 100%

14

RESERVA DEL SEIN 2013 – 2018

1. La reserva del SEIN para el periodo 2014 – 2018 es estimada en el bloque de punta de demanda.

2. Proyección de demanda del escenario medio elaborada para el estudio de Actualización del Plan de Transmisión 2015 –

2024 (estudio en elaboración).

3. Se considera que la LT 200 kV Moyobamba – Iquitos ingresa en el 2019.

4. Plan de Obras de Generación y Transmisión 2014 – 2017 actualizado a enero de 2014.

5. Se considera que en el periodo 2014 – 2015 la capacidad firme de gas de Camisea para generación eléctrica es de 452

MMPCD (considerando los 80 MMPCD utilizados por las CCTT Fénix y Santo Domingo de los Olleros). En este periodo las

centrales térmicas que usan éste combustible operan con su volumen firme de gas.

PRINCIPALES PREMISAS CONSIDERADAS EN LA ESTIMACIÓN DE LA RESERVA DEL SEIN 2014 - 2018

15

6. Se considera que a partir del 2016 no hay restricción en el suministro de gas natural debido a la ampliación del ducto.

7. Se considera que las centrales eólicas y solares no aportan potencia en el bloque de punta.

8. La línea Mantaro – Marcona – Nueva Socabaya – Montalvo de 500 kV en operación de a partir de enero 2017.

9. Se considera las centrales térmicas del Nodo Energético del Sur (500 MW en la Región Arequipa y 500 MW en la Región

Moquegua) operando con diesel. No se considera su operación gas natural en el periodo de estimación.

10. No se considera a la CT Quillabamba (200 MW) dentro del periodo de estimación.

11. Se ha considerado que el mes representativo de estiaje es setiembre y para la máxima demanda es diciembre.

RESERVA DEL SEIN: SETIEMBRE

6000

8000

10000

12000

MW

Reserva = 14%

Demanda =

Reserva = 12%

Demanda = 6625 MW

Reserva = 17%

Demanda = 7652 MW

Demanda = 8955 MW

Reserva = 17%

Demanda = 8196 MW

Reserva = 24%

16

0

2000

4000

Estiaje 2014 Estiaje 2015 Estiaje 2016 Estiaje 2017 Est iaje 2018

RER HIDRÁULICO TÉRMICO RESERVA DEMANDA

Demanda = 6031 MW

6625 MW

COSTOS MARGINALES DEL SEIN (sin DU 049-2008)

50

100

150

200

250

Cos

to M

argi

nal

Pon

dera

do M

ens

ual

US$

/MW

h

COSTO MARGINAL EN BARRAS DEL SEIN

17

Sin la CT QuillabambaNodo Energético del Sur opera con combustible diesel

0

50

01

/20

15

02

/20

15

03

/20

15

04

/20

15

05

/20

15

06

/20

15

07

/20

15

08

/20

15

09

/20

15

10

/20

15

11

/20

15

12

/20

15

01

/20

16

02

/20

16

03

/20

16

04

/20

16

05

/20

16

06

/20

16

07

/20

16

08

/20

16

09

/20

16

10

/20

16

11

/20

16

12

/20

16C

osto

Mar

gin

al P

onde

rado

Me

nsua

l

Chiclayo 220 Sta Rosa220 Socabaya220

18

EL LARGO PLAZO

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2014 – 2024

DEMANDA DEL SEIN

16%

GWH % MW %2014 44 703 10,8% 6 211 8,0%2015 50 085 12,0% 6 872 10,6%2016 57 084 14,0% 7 788 13,3%2017 62 226 9,0% 8 426 8,2%2018 67 492 8,5% 9 114 8,2%2019 71 676 6,2% 9 675 6,2%2020 75 841 5,8% 10 227 5,7%2021 80 210 5,8% 10 801 5,6%2022 83 653 4,3% 11 290 4,5%2023 86 457 3,4% 11 695 3,6%2024 89 450 3,5% 12 118 3,6%

PROMEDIO

2014 - 2024 (*) * Demanda a nivel de generación

AÑOENERGÍA POTENCIA

7,5% 7,0%

19

CRECIMIENTO

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Porc

enta

je d

e cr

ecim

ient

o

ENERGÍA

POTENCIA

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2013 – 2024

COMPONENTES DE LA DEMANDA DEMANDA VEGETATIVA

40 000

50 000

60 000

70 000

80 000

90 000

100 000

ENER

GÍA

(GW

H)

AÑOENERGÍA

(GWh)Crecimiento

(%)

2014 31 973 6,4%2015 34 125 6,7%2016 36 352 6,5%2017 38 610 6,2%2018 40 978 6,1%2019 43 378 5,9%2020 45 790 5,6%2021 48 281 5,4%2022 50 841 5,3%

20

0

10 000

20 000

30 000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

ENER

GÍA

(GW

H)

Proyección de Grandes Cargas

Proyección de Demanda Econométrica

2022 50 841 5,3%2023 53 427 5,1%2024 56 171 5,1%

6,4%Crecimiento promedio

2014 - 2018

EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EFICIENTE - DESARROLLO HIDROELÉCTRICO Y CON GAS EN EL SUR (*1)

12 500

15 000

17 500

20 000

22 500

MW

CCHH Cerro del Aguila (525MW), Chaglla (456MW), Cheves (168MW). Quillabamba (200 MW), Otras RER (358 MW)

CCHH Caño (120MW),Uchuhuerta (38MW),

San Gabán III (188MW), Chadín 2 (600MW),

Utcubamba (124MW).

CCHH Cheves III (121MW), Cumba

Año 2018 deficit de generación eficiente

2013 - 2018 2019 - 2024

CCHH Pucará (150MW), Marañon (88MW), TV de CT Santo Domingo de los Olleros (86MW), Otras RER (68 MW)

CCHH Curibamba (174 MW), Ampliación Moyopampa (60MW) y Rapay 2 (80MW)

Expansión de generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y con ciclo combinado del Nodo Energético del Sur

(*1) Fuente: Informe de Diagnóstico de las Condiciones Operativas del SEIN 2015-2024, actualizado 21

0

2 500

5 000

7 500

10 000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Ingreso de generación eficiente (MW) Generación eficiente (MW), sin eólicas y solares Demanda Base MW

CH Olmos (50MW), Otras RER (74 MW)

CT Fénix (536 MW) CCHHMachupicchu II (100 MW), Santa Teresa (98 MW), Huanza (90 MW)

CH Quitaracsa (112 MW) y otras RER (340 MW)

(200 MW), Otras RER (358 MW)

CH Belo horizonte (180 MW)otras CCHH (33 MW)

CCHH Cheves III (121MW), Cumba 4 (730MW), Lluta 1,2 (267MW), Lluclla (238MW), Retamal (189MW), San Gabán 1 (148MW), San Gabán IV (345 MW), Santa María (750MW).

CH Molloco (302MW)

CCHH Chilia (181MW),Tambo 1 (59MW)

Nodo energético del Sur 1500MW Ciclo Combinado + Quillabamba 200MW

COSTOS MARGINALES DEL SEIN (sin DU 049-2008)

150

200

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300

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Cost

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COSTO MARGINAL DEL SEINCaso Base : Sin Nuevos Proyectos a Gas Natural

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Sin la CT QuillabambaNodo Energético del Sur opera con combustible diesel

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Cost

o M

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do

Men

sual

US$

/MW

h

23

EL LARGO PLAZOLA TRANSMISIÓN

PLAN VINCULANTE 2018 (PT VIGENTE)

Línea Nueva 500 kV

Línea Nueva 220 kV

Repotenciación

Línea Nueva 138 kV

Proyectos

PLAN VINCULANTE 2020

Línea Nueva 500 kV

Línea Nueva 220 kV

Repotenciación

Línea Nueva 138 kV

Proyectos

VISIÓN DE LARGO PLAZO DE LA ESTRUCTURA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN 500 KV DEL SEIN (*1)

Plan VinculantePlan de Transmisión 2022

Plan TransitorioEnlaces a 500 kV

Visión a futuro de Estructura de Sistema en 500 kV

(*1) Fuente: Propuesta Definitiva de Actualización del Plan de Transmisión, Periodo 2013-2022

26

27

FIN