2 SITUACIÓN AL AÑO 2006 y EVOLUCIÓN DEL … · Poor's mejoró la calificación de la deuda...

MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2006 - 2015 43

2 SITUACIÓN AL AÑO 2006 y EVOLUCIÓN DEL SUBSECTOR ELECTRICIDAD

2.1 EVOLUCIÓN MACROECONÓMICA EN EL 2006

2.1.1 Inflación

El índice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana (IPC) se incrementó 0,03 por ciento en diciembre de 2006, con lo que la tasa de inflación de los últimos doce meses fue 1,14 por ciento (Ver Cuadro N° 2.1).

Cuadro N° 2.1

GRÁFICO Nº 2.1 EVOLUCIÓN DE LA INFLACIÓN: 1995 - 2006

(Variación % mensual) Fuente: INEI

10,2

11,8

6,5 6,0

3,7 3,7

0,1

1,52,5

3,5

1,5 1,1

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

%

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006



En el año 2006 se registró una menor inflación con respecto a la de 2005, esto es debido a la reducción de precios de combustibles, de tarifas de servicios públicos y de precios de algunos alimentos. Ver Cuadro N° 2.1 y Gráfico N° 2.1.

2.1.2 Tipo de Cambio

En diciembre de 2006, el tipo de cambio promedio fue de S/, 3,206 por dólar menor en 0,5 por ciento respecto a noviembre de 2006 y descendiendo 6,4 por ciento respecto al similar mes del año anterior. En diciembre de 2006 el público vendió US$ 450 millones en el mercado spot, superior a las ventas de US$ 283 millones en noviembre; las ventas netas a futuro descendieron en US$ 214 millones en diciembre e igual comportamiento siguió la posición de cambio de la banca que bajó en US$ 108 millones. Ver Gráfico N° 2.2.

GRÁFICO Nº 2.2

TIPO DE CAMBIO PROMEDIO 2006

3,2053,2153,2253,2353,2453,2553,2653,2753,2853,2953,3053,3153,3253,3353,3453,3553,3653,3753,3853,3953,4053,415

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

Promedio Interbancario Promedio Bancario Promedio Informal

Fuente: BCRP 2.1.3 Producto Bruto Interno

Durante el cuarto trimestre de 2006 la actividad económica continuó acelerándose, con un crecimiento de 8,5 por ciento, la segunda tasa más alta de los últimos 46 trimestres. Con este resultado, el Producto Bruto Interno (PBI) registró un crecimiento de 8,0 por ciento en el año 2006 -el mayor de los últimos 11 años- sustentado principalmente en la evolución de la demanda interna (10,4 por ciento) con un aumento del consumo privado de 6,3 por ciento, de la inversión privada de alrededor de 20,1 por ciento y del gasto público de 9,7 por ciento. En el Gráfico N° 2.3 se puede observar la evolución anual en el período 1995-2006 del PBI y la Demanda Interna.



GRÁFICO Nº 2.3 PBI Y DEMANDA INTERNA: 1995 – 2006

(Variación % Anual)

Fuente: BCRP Durante el cuarto trimestre de 2006, los sectores no primarios fueron los que mostraron el mayor dinamismo, creciendo 10,9 por ciento. Entre éstos destacó el mayor crecimiento de la construcción (13,5 por ciento) y la manufactura no primaria (10,4 por ciento). Por su parte, los sectores primarios se incrementaron 1,7 por ciento, contrastando el comportamiento positivo del sector agropecuario (7,6 por ciento) con la caída de la minería e hidrocarburos (-7,6 por ciento). Con estos resultados, el crecimiento anual de los sectores no primarios se situó en 9,3 por ciento mientras que el de los primarios en 4,0 por ciento. Cuadro N° 2.2

CUADRO Nº 2.2 PRODUCTO BRUTO INTERNO

(Variaciones porcentuales reales respecto al mismo período del año anterior)

Fuente: BCRP



2.1.4 Riesgo País Del 30 de noviembre al 29 de diciembre de 2006, el riesgo país medido por el spread del EMBI+ Perú disminuyó de 158 a 117 puntos básicos; mientras que, en promedio, el riesgo país de diciembre disminuyó respecto a noviembre en 16 puntos básicos, al pasar de 147 a 131 puntos básicos. Esta evolución sigue la tendencia de los spreads del resto de economías emergentes y de la región, ante el menor pesimismo en el crecimiento de los Estados Unidos, reflejado en el incremento del rendimiento de los bonos de Tesoro norteamericano a 10 años. Asimismo, el 2006 fue un año favorable para los bonos soberanos peruanos, los que se beneficiaron de la mejora de la situación macroeconómica del país y del favorable contexto internacional. El lunes 20 de diciembre, la agencia Standard & Poor's mejoró la calificación de la deuda peruana y le asignó una perspectiva de estable, de este modo, el riesgo país de Perú mantuvo la tendencia decreciente de años anteriores, cerrando el año 2006 con un mínimo histórico de 117 puntos básicos. Al 3 de enero de 2007, el EMBI+ Perú se ubicó en 120 puntos básicos. Ver Gráfico N° 2.4.

GRÁFICO Nº 2.4

INDICADORES DE RIESGO PAÍS (EMBI+) EN EL PERÚ (En puntos básicos)

Fuente: BCRP

EMBI = EMERGING MARKET



2.2 PRIVATIZACIÓN Y CONCESIONES

2.2.1 Cronología de las Privatizaciones y Concesiones (1994 – 2002)

La dinámica de la inversión en el sector eléctrico ha estado impulsada principalmente por los procesos de privatización y concesión. En adición a estos procesos, también se han registrado nuevas inversiones en proyectos como el de Aguaytía (por parte de Duke, Maple y otros) y San Gabán (Estado Peruano) y se han producido cambios en la estructura de propiedad de las empresas, principalmente como resultado de procesos de fusiones y adquisiciones.

Se cuenta así con una estructura de propiedad diversa, compuesta por empresas estatales y otras empresas privadas de origen norteamericano (Duke, PSEG, Sempra, NRG Energy, Hydro Québec), europeo (Tractebel, Endesa, Red Eléctrica de España, Skanska) y de la región (IATE de Argentina e ISA de Colombia). En toda la experiencia de privatización del sector, la participación del sector privado nacional se ha limitado a un porcentaje de propiedad que en ningún caso otorga el control de las empresas privatizadas. (Ver Cuadro N° 2.3).

Cuadro N° 2.3

CRONOLOGÍA DE LAS PRIVATIZACIONES Y CONCESIONES (1994-2002)

EMPRESA ACTIVIDAD % VENDIDO PRECIO

(US$ MM) FECHA COMPRADOR PROPIETARIO

Edelnor Distribución 60,0% 176,5 Jul.1994 Endesa y Enersis Endesa

Luz del Sur Distribución 60,0% 212,5 Jul.1994 Chilquinta y Ontario Hydro

PSEG y Sempra

Cahua Generación 60,0% 41,8 Abr.1995 Sipesa Skanska y NRG Energy

Edegel Generación 60,0% 524,5 Oct.1995 Endesa Endesa Ede-Chancay Distribución 60,0% 10,4 Dic.1995 Endesa y Enersis Endesa

Etevensa Distribución 60,0% 120,1 Dic.1995 Endesa Endesa Egenor Generación 60,0% 228,2 Jun.1996 Duke Duke

Ede-Cañete Distribución 100,0% 8,6 Jun.1996 Chilquinta y Ontario Hydro

PSEG y Sempra

EE Piura Generación 60,0% 59,7 Oct.1996 Endesa Endesa Electro Sur Medio Distribución 98,2% 51,3 Nov.1997 IATE IATE

Mantaro-Socabaya Transmisión BOOT 179,2 Feb.1998 Hydro Quebec Hydro Quebec

Reforzamiento Sur Transmisión BOOT 74,5 Ene.1999 Red Eléctrica de

España Red Eléctrica

de España

Cahua Generación 30,0% 9,5 Mar.2000 Skanska y Vatenfall Skanska y NRG Energy

Oroya-D.Antamina y Aguaytía-

Pucallpa Transmisión BOOT 65,4 Feb.2001 ISA ISA

Electroandes Generación 100,0% 227,5 Jul.2001 PSEG PSEG Etecen y Etesur Transmisión Concesión 272,5 Ago.2002 ISA ISA Fuente: OSINERG



2.2.2 Promoción de la Inversión Privada

La inversión privada deberá convertirse en el eje central para dinamizar la economía, generar empleo y reducir los niveles de pobreza existentes, mientras que el Estado deberá enfocarse en cumplir cada vez con mayor eficiencia su rol subsidiario, garantizando un mayor y mejor acceso de la población a los servicios básicos. Por los importantes resultados alcanzados y los indicadores estadísticos que los confirman, se puede señalar que el Perú ofrece a los inversionistas:

• Situación macroeconómica estable;

• Menor riesgo-país frente a otros países de la región;

• Oportunidades de inversión;

• La ley ATPDEA (Andean Trade Promotion and Drug Eradication Act) y el acceso libre de arancel diversos a otros mercados; y

• La decisión política de favorecer la atracción de inversiones y mantener en el tiempo un manejo económico responsable.

El Perú ofrece a los inversionistas sectores con claras ventajas comparativas como la minería, con yacimientos de clase mundial y que explica gran parte de las inversiones realizadas en el país en los últimos años; la agricultura que permite exportaciones en períodos de contra estación; el sector pesquero y la acuicultura que ofrece una gran diversidad de recursos de aprovechamiento sostenible; la producción textil y las confecciones que se ha especializado en tejidos de punto de gran calidad, y el turismo con multiplicidad de atractivos arqueológicos, culturales y naturales, además de una creciente infraestructura hotelera y de servicios. A estos sectores se suman otros campos también con grandes perspectivas de desarrollo como la industria forestal y el aprovechamiento de la inmensa biodiversidad peruana, además de una mano de obra capaz a precios competitivos.

Mención especial merece el desarrollo del proyecto de gas natural de Camisea, que conllevará la transformación de la matriz energética nacional y que ha promovido el diseño de un megaproyecto adicional para lograr su exportación a Norteamérica. También se debe relevar la cartera de oportunidades de inversión en infraestructura que viene promoviendo ProInversión (por más de US$ 4 000 millones), especialmente en la construcción de carreteras y la operación de puertos y aeropuertos.

También se debe destacar que el Perú cuenta con una moderna y apropiada normatividad aplicable a la inversión extranjera, basada en el principio del trato no discriminatorio. Un aspecto a enfatizar es que con la finalidad de consolidar el marco jurídico de protección a la inversión, el Perú ha sido también muy activo en la negociación de convenios bilaterales de promoción y protección recíproca de inversiones, de los cuales ya ha negociado 29 convenios con países de la Cuenca del Pacífico, Europa y América Latina. Asimismo, se ha suscrito un convenio con OPIC (Overseas Private Investment Corporation) que facilita su operación otorgando coberturas a inversiones que se desarrollan en el Perú.



2.3 INVERSIONES

2.3.1 Inversiones en el Año 2006

En este rubro se detalla las inversiones realizadas por las empresas estatales y privadas que tienen concesión de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; así como las inversiones ejecutadas en el marco del Plan de Electrificación Rural durante el ejercicio 2006.

Al 31 de diciembre del año 2006, la inversión realizada fue de US$ 480,16 millones. Dicho monto es mayor en 25% con respecto al registrado en 2005.

Del total de inversiones ejecutadas en 2006, US$ 362,74 millones (81,30 por ciento) correspondió a inversiones eléctricas (construcción, rehabilitación de centrales hidráulicas, térmicas, subestaciones, líneas de transmisión, redes de distribución, otros) y US$ 83,46 millones (18,70 por ciento) a inversiones no eléctricas (terrenos, edificios, equipos, vehículos de transporte, equipos de comunicación e informática, otros). En cuanto a inversiones en obras de electrificación rural, éstas ascienden a US$ 33,96 millones (7 por ciento) que están enmarcadas en el proceso de ampliación de la frontera eléctrica en las zonas rurales, localidades aisladas y de frontera del Perú. Ver Gráfico Nº 2.5.

GRÁFICO Nº 2.5

Fuente: MINEM – DGE Elaboración propia

Las inversiones ejecutadas en el 2006 se orientaron a los siguientes rubros:

a) En Generación, US$ 289,57 millones, de los cuales 89,92 por ciento

corresponde al sector privado y 10,08 por ciento al sector estatal. b) En Transmisión, US$ 16,54 millones de los cuales el 100 por ciento

corresponde al sector privado. c) En Distribución, US$ 140,09 millones, de los cuales 52,50 por ciento

corresponde al sector privado y 47,50 por ciento al sector estatal.

INVERSIONES EN EL AÑO 2006

Inversiones no eléctricas

17%

Electrificación Rural7%

Inversiones eléctricas

76%



2.3.2 Evolución de las Inversiones

En el período 1990 – 2006, las empresas concesionarias de generación invirtieron US$ 2 895 millones, las empresas concesionarias de transmisión US$ 776 millones y las empresas concesionarias de distribución US$ 3 434 millones.

En el Gráfico N° 2.6 se puede apreciar la evolución de las inversiones en el subsector electricidad de las empresas concesionarias de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica durante el período 1990 – 2006.

GRÁFICO Nº 2.6

Fuente: MEM – DGE * Ejecutada por la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP)

El Estado logró avances importantes en la electrificación rural del país desde el año 1993, con la creación de la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas (DEP/MEM), incrementándose la cobertura nacional desde el 56,8%, en ese año, hasta el 78,7% en el año 2006; sin embargo, todavía queda un largo camino por recorrer, fijándose como meta llegar al 93,1% en el año 2015. En el Gráfico N° 2.7 se puede visualizar la evolución de las inversiones en el subsector electricidad ejecutadas por la DEP/MEM durante el período 1993 – 2006.

EVOLUCIÓN DE LAS INVERSIONES EN EL SECTOR ELÉCTRICO(ESTATAL, PRIVADA Y ELECTRIFICACIÓN RURAL)

PERÍODO 1990 - 2006

137115

164 167 155

208 203 202166

95 110 111 116 11796

66

196

340359

508

440

211

132

81

169

231

350

7

74

136

47 51 55 53 4517

43 39 45 34

137115

164

214

295

509

594613

764

659

351

260235

324

394

480

177

79

6074

174

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

mill

ones

US$

Estatal Privada Rural* Total



GRÁFICO Nº 2.7

Fuente: MEM - DGE

EVOLUCIÓN DE LAS INVERSIONES EJECUTADAS POR LA DIRECCIÓN EJECUTIVA DE PROYECTOS

PERÍODO 1993 - 2006

7

74 74

136

47 51 55 5345

17

43 3945

34

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Mill

ones

de

US$



2.4 VARIABLES TÉCNICAS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO 2.4.1 Capacidad instalada de generación La capacidad instalada de generación en el país a diciembre del 2006 fue de 6 548 MW, lo que representó un aumento de 5,6% respecto a la capacidad instalada del año 2005. La estructura de la capacidad instalada según su origen está compuesto por 51 % de centrales térmicas y 49 %, por centrales hidráulicas, conforme se aprecia en el Gráfico N° 2.8.

GRÁFICO Nº 2.8

POTENCIA INSTALADA 2006 POR ORIGENTotal : 6 548 MW

3 208 3 339

0

1 000

2 000

3 000

4 000

Hidráulica Térmica

MW

49% 51%

Fuente: MEM - DGE

La capacidad instalada del SEIN alcanzó los 5 5 3 5 MW y, la capacidad instalada de los Sistemas Aislados fue de 1 013 MW. El Gráfico N° 2.9 muestra la distribución de la potencia instalada a nivel nacional según el sistema.

GRÁFICO Nº 2.9

POTENCIA INSTALADA 2006 POR SISTEMATotal : 6 548 MW

SSAA15%

1 013 MW

SEIN85%

5 535 MW

Fuente: MEM - DGE



Según el tipo de servicio, la potencia instalada total a nivel nacional se distribuye en 85% corresponde al mercado eléctrico y 15% al mercado de uso propio (autoproductores). Ver Gráfico N° 2.10.

GRÁFICO Nº 2.10

Fuente: MEM – DGE

A nivel nacional, las centrales hidroeléctricas acumularon al año 2006 una potencia instalada de 3 208 MW, que representa un 49% del total. La central hidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo es el que tiene una mayor potencia instalada, con 798 MW. Las empresas con mayor capacidad instalada hidroeléctrica en el mercado eléctrico nacional Electroperú S.A. (34%) y EDEGEL S.A.A. (24%).

Por su parte, las centrales térmicas, en el año 2006, acumularon a nivel nacional una capacidad instalada de 3 339 MW con una representación del 51% del total. Se destaca las centrales térmicas de Ventanilla (500 MW), Santa Rosa (281 MW) y de Ilo 1 (269MW).

En los Gráficos N° 2.11 y N° 2.12 se aprecia la evolución de la potencia instalada desde el año 1995 al 2006 por tipo de generación y de servicio, respectivamente. El crecimiento anual promedio en el período 1995-2006 es 190 MW/año; y para el período 2000-2006 el crecimiento promedio anual es de 115 MW/año.

POTENCIA INSTALADA 2006 POR TIPO DE SERVICIO

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

Para mercado eléctrico Para uso propio

MW

SEIN SS AA

Mercado Eléctrico : 5 568 MW (85 %)Uso Propio : 980 MW (15 %)

4%

96%

18%

82%



GRÁFICO Nº 2.11

POTENCIA INSTALADA - GENERADORAS PARA MERCADO ELÉCTRICO1995 - 2006*

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*

MW

Total Hidráulica Térmica

(*) Información preliminar Fuente: MEM - DGE

GRÁFICO Nº 2.12

POTENCIA INSTALADA - GENERADORAS PARA USO PROPIO1995 - 2006*

0200400600800

1 0001 2001 400

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*

MW

Total Hidráulica Térmica

(*) Información preliminar Fuente: MEM – DGE

2.4.2 Producción de energía eléctrica

La producción de energía eléctrica a nivel nacional en el año 2006 fue de 27 374 GW.h, registrándose un incremento de 7,3 % respecto al año 2005.

Conforme se aprecia en el Gráfico N° 2.13, la estructura de la producción fue de 71% de origen hidráulico y 29% de origen térmico; por sistema, el 92% fue producido en el SEIN y el 8% en los Sistemas Aislados; según el tipo de servicio, 94% fue producido en el mercado eléctrico y 6% de uso propio. Ver Gráfico N° 2.14 y Gráfico N° 2.15.



GRÁFICO Nº 2.13

0

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

Hidráulica Térmica

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA 2006 POR ORIGEN

Total : 27 374 GW.h

GW

.h

71%

29%

Fuente: MEM - DGE

GRÁFICO Nº 2.14

Aislado8%

2 140 GW.h

Interconectado92%

25 234 GW.h

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELECTRICA 2006 POR SISTEMA

Total : 27 374 MW

Fuente: MEM - DGE

GRÁFICO Nº 2.15

04,0008,000

12,00016,00020,00024,000

GW

.h

Servicio Público Autoproductores

Interconectado Aislado

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2006 POR TIPO DE SERVICIO

SERVICIO PÚBLICO : 25 651 GW.h (94 %)AUTOPRODUCTORES : 1 723 GW.h ( 6 %)

2 %

98 %

89 %

11 %

Fuente: MEM - DGE



La producción de energía eléctrica a nivel nacional aumentó de 16 680 GW.h en el año 1995 a 27 374 GW.h en el año 2006, lo que ha representado un incremento promedio anual de 954 GW.h. En el período 2000 – 2006, dicho crecimiento fue del orden de 1 190 GW.h/año. Ver Gráfico N° 2.16.

La evolución histórica por tipo de fuente de generación y por servicio se muestra en los Gráficos N° 2.16 y N° 2.17.

GRÁFICO Nº 2.16

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA - PARA EL MERCADO ELÉCTRICO1995 - 2006*

Hidráulica

Térmica

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 *

GW

.h


GRÁFICO Nº 2.17

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA - PARA USO PROPIO1995 - 2006*

Hidráulica

Térmica

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 *

GW

.h




2.4.3 Capacidad instalada de transmisión La longitud total de las líneas de transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y los Sistemas Aislados es de 15 273 km. Según el sistema eléctrico, el 98% del total de las líneas pertenecen al SEIN y el 2% a los sistemas aislados. Por otro lado, el 37% de las líneas son de 220 kV, el 22% de 138 kV, el 31% de 60 y 69 kV y el 10% con tensiones de entre 30 y 50 kV. Ver Gráfico N° 2.18 y Gráfico N° 2.19.

GRÁFICO Nº 2.18

FFuueennttee:: MMEEMM –– DDGGEE

GRÁFICO Nº 2.19

Fuente: MEM - DGE

LONGITUD DE LINEAS DE TRANSMISION 2005,

POR TIPO DE LINEA

0 4 000 6 000 8 000

10 000 12 000 14 000 16 000

Principal Secundaria

km

16 %

84 %

TOTAL : 15 273 km

LONGITUD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 2005, POR SISTEMA

SS AA2%

SEIN98%

TOTAL : 15 273 km



2.4.4 Ventas de energía eléctrica Las ventas de energía eléctrica en el 2006, alcanzaron los 22 318 GW.h registrándose un incremento de 7,8 % respecto al año 2005. Ver Gráfico N° 2.20 Según el mercado, el 55% de las ventas se efectuaron en el mercado regulado y el 45% en el mercado libre; según el sistema eléctrico, el 96% de las ventas se efectuaron en el SEIN y el 4 % restante en los sistemas aislados. Por otro lado, el 37% de las ventas fueron efectuadas por las empresas generadoras y el 63% por las empresas distribuidoras.

GRÁFICO Nº 2.20

8 248

13 147

9230

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

GW

.h

SEIN SS AA

VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2006, POR SISTEMA

Generadoras Distribuidoras

Total : 22 318 GW.h

Fuente: MEM - DGE

En el Gráfico N° 2.21 se aprecia en mayor detalle las ventas de energía eléctrica al año 2006.

GRÁFICO Nº 2.21

MATAT

MTBT

Generadoras

Distribuidoras

1%

38%

3%

58%63%

20%17%

01 5003 0004 5006 0007 5009 000

GW

.h

VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2006, POR TENSIÓN

Generadoras : 8 248 GW.hDistribuidoras : 14 069 GW.h

Fuente: MEM - DGE



En el Gráfico N° 2.22 se presenta la evolución de las ventas al mercado libre y regulado y en el Gráfico N° 2.23 por sector económico.

GRÁFICO Nº 2.22

EVOLUCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE MERCADO1995 - 2006*

Regulado

Libre

0

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

24 000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*

GW

.h

Fuente: MEM - DGE (*) Información preliminar

GRÁFICO Nº 2.23

EVOLUCIÓN DE LAS VENTAS POR ACTIVIDAD ECONÓMICA

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

GW

.h

Industrial Comercial Residencial Alumbrado Público

Fuente: MEM - DGE



2.4.5 Máxima demanda La máxima demanda de potencia registrada en el SEIN durante el año 2006 fue de 3 580 MW, registrándose un incremento de 8 % respecto al año 2005. En el Gráfico N° 2.24 se muestra dicha demanda máxima.

GRÁFICO Nº 2.24

EVOLUCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA 1995 - 2006 *

3 580

2 052

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

*

MW

Fuente: MEM - DGE

En el Gráfico N° 2.25 se muestra la evolución de la máxima demanda del SEIN en MW, durante el período 2003 – 2007.

GRÁFICO Nº 2.25

MAXIMA DEMANDA DE POTENCIA MENSUAL 2003 - 2007*

3 305

3647

2 965

2 9422 9362 8872 8842 907 2 9282 851 2 915 2 915 2 896 2 885

31313045

301229742973

29052 974

3 0082 959

3 0242979 2974

3 2453 2343 175

3 1273 1383 092

3 1933 157

3 1073 0453 044

3580

35143452

33963353

3322331433213338335132823 279

3589

2 700

2 800

2 900

3 000

3 100

3 200

3 300

3 400

3 500

3 600

3 700

3 800

Febrero Abril Junio Agosto Octubre Diciembre

MW

2003 2004 2005 2006 2007

Fuente: MEM – DGE (*) a febrero de 2007



2.4.6 Balance de oferta y demanda del SEIN A fines del año 2006, la oferta efectiva del SEIN fue de 4866 MW, de los cuales 2826 MW (58%) corresponden a las centrales hidroeléctricas, 1190 MW (24%) a centrales térmicas a gas natural, 630 MW (13%) a centrales térmicas que utilizan petróleo Diesel y residual, 142 MW (3%) a una central térmica que utiliza carbón y 79 MW (2%) a plantas de cogeneración. Esta oferta cubrió la máxima demanda del período que fue de 3 580 MW, por lo que la reserva del sistema fue de 36%. Gráfico N° 2.26.

GRÁFICO Nº 2.26

En el Gráfico N° 2.27 se aprecia el despacho de generación para el día de máxima demanda del año 2006 en el SEIN y su porcentaje de participación por tipo de energético. A la generación hidroeléctrica le corresponde 74,3%, al gas natural 19,8%, al carbón mineral 3,3% y a la generación con Diesel y residual 2,6%.

GRÁFICO Nº 2.27

DESPACHO DE GENERACIÓN PARA EL DÍA DE MAXIMA DEMANDA DEL AÑO (19 de Diciembre de 2006)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Oferta Demanda

MW

CaracteristicaPotencia

(MW) %

Hidroeléctricas 2 826 58%Térmicas a GN 1 190 24%Térmicas D2 y R 630 13%Térmicas a Carbón 142 3%Térmicas a VAPOR 79 2%Total Oferta 4 866 100%Máxima Demanda 3 580Reserva 1 286 36%

Res

erva

Máx

ima

Dem

anda

Hid

roel

éctr

icas

Térm

icas

1 500

1 700

1 900

2 100

2 300

2 500

2 700

2 900

3 100

3 300

3 500

3 700

00:3

0

01:3

0

02:3

0

03:3

0

04:3

0

05:3

0

06:3

0

07:3

0

08:3

0

09:3

0

10:3

0

11:3

0

12:3

0

13:3

0

14:3

0

15:3

0

16:3

0

17:3

0

18:3

0

19:3

0

20:3

0

21:3

0

22:3

0

23:3

0

Horas

MW

Hidroeléctricas Carbón Gas Natural Residual y Diesel

3 580 MW

74,3 %

3,3

19,8 %

2,6



La curva de oferta térmica del SEIN se presenta en el Gráfico N° 2.28. Se aprecia que hasta 900 MW el costo variable asciende a 20 US$/MW.h; para los 400 MW adicionales, el costo variable se incrementa hasta 70 US$/MW.h y para los siguientes 500 MW el costo variable llega a 170 US$/MW.h.

GRÁFICO Nº 2.28

En el Gráfico N° 2.29 se aprecia la evolución en el período enero 2001 - Marzo 2007 de los costos marginales promedios mensuales del SEIN; y, los precios de barra de energía activa en la barra Santa Rosa 220 kV - Lima que constituyen los valores esperados de los costos marginales en el SEIN. Una nueva conformación de precios a nivel de generación para usuarios regulados está prevista en la Ley N° 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, a partir de la ponderación de los precios por contratos con y sin licitación.

GRÁFICO Nº 2.29

CURVA DE CMG DEL SEIN - Febrero 2007

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800MW

$/M

Wh

Sin TV CC Ventanilla

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007MESES

US$

/MW

.h

CMg PomedioCorto Plazo

Mensual

Precio en Barra de Energía Activa



2.4.7 Pérdidas

En el Gráfico N° 2.30 se muestra la evolución de las pérdidas a nivel de distribución desde el año 1993, que ha ido descendiendo hasta llegar en el año 2006 a 8,4%.

GRÁFICO Nº 2.30

PORCENTAJE DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN DISTRIBUCIÓN (%)

7.9% 7.6% 7.5% 7.4% 7.3% 7.3% 7.3% 7.1% 6.9% 7.0% 7.1% 7.0% 6.9% 6.9%

9.0% 8.7% 8.5% 8.4% 7.7%4.8% 4.3% 3.8% 3.3% 2.5% 2.0% 1.5% 0.8% 0.0%

17.0

19.720.621.9

11.3

8.48.48.79.19.19.710.4

14.512.4

0

5

10

15

20

25

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*

(%)

Pérdidas Estándar Pérdidas Reconocidas Pérdidas Reales

Fuente: MEM - DGE

2.4.8 Clientes El número de clientes del sector eléctrico en el año 2006 fue de 4 386 573, lo que representa un incremento de 7,7 % respecto al año 2005. Según el tipo de mercado, el 99,99% de los clientes son servidos en el mercado regulado y el 0,01% en el mercado libre; en la práctica, excepto un número insignificante que es atendido por las empresas generadoras, el 99,99% es servido por las empresas distribuidoras. Ver Gráfico N° 2.31 y Gráfico N° 2.32.

GRÁFICO Nº 2.31

EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE CLIENTES REGULADOS1995 - 2006*

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

3 000 000

3 500 000

4 000 000

4 500 000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*

Núm

ero

de C

lient

es

Fuente: MEM - DGE



GRÁFICO Nº 2.32

EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE CLIENTES LIBRES1995 - 2006*

0

50

100

150

200

250

300

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*

Núm

ero

de C

lient

es

Fuente: MEM - DGE

2.4.9 Grado de electrificación El grado de electrificación determinado preliminarmente para el año 2006 es de 78,6%, registrándose un incremento de 0,6 % respecto al año anterior. Desde la promulgación de la Ley 25844, este indicador se ha incrementado en 25,1 %. Ver Gráfico N° 2.33.

GRÁFICO Nº 2.33

54.856.8

61.164.9 66.1

67.7 69.572.2 73.5 74.9 75.3 76.0 76.3

78.1 78.7

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN (1992 - 2006)

Fuente: MEM - DEP 2.4.10 Precio medio En el 2006, el precio medio de energía eléctrica fue de 8,7 ctvo $ / kW.h En el Gráfico N° 2.34 se muestra los precios medios por tipo de empresa y tipo de mercado. Para el mercado libre las generadoras tienen un precio medio de energía eléctrica, igual a 5,63 ctvo $ / kW.h., para las distribuidoras este precio es de 5,53 ctvo $ / kW.h. En lo que respecta al mercado regulado el precio medio de energía eléctrica fue de 9,20 ctvo $ / kW.h.



GRÁFICO Nº 2.34

5.63 5.53

9.20

0123456789

10

Ctv

o. U

S $/

Kw

.h

Generadora Distribuidora Distribuidora

Mercado Libre MercadoRegulado

PRECIO MEDIO POR TIPO DE EMPRESA Y MERCADO

Fuente: MEM – DGE

2.5 DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO ELÉCTRICO Las leyes peruanas promueven la participación de la inversión privada en el subsector electricidad bajo la concepción de negocios eléctricos, en generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, regidos por las reglas de libre mercado y sin restricción alguna. En el caso de suministros para el servicio público de electricidad, definido actualmente como aquellos consumos con una demanda máxima menor que 1 MW, la Ley establece un sistema de precios regulados basado en el principio de costos marginales, en el reconocimiento de costos eficientes y su comparación con los precios libres de mercado reconociendo una tasa de actualización de 12% real anual.

2.5.1 Mercados Eléctricos

La Ley de Concesiones Eléctricas, LCE, N° 25844, promulgada en noviembre de 1992; define varios tipos de transacciones en el mercado eléctrico entre las que destacan:

• Mercado de Servicio Público o Mercado Regulado, destinado actualmente a

clientes con consumos menores a 1 MW Los precios máximos son fijados por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), a partir del costo marginal de corto plazo de la generación y el valor agregado de transmisión y distribución de los correspondientes sistemas económicamente adaptados.

• Mercado libre, para las transacciones entre clientes mayores, definidos actualmente como aquellos con demandas superiores a 1 MW, y las empresas suministradoras de electricidad que puedan ser generadoras o distribuidoras. El precio, volumen y condiciones a transar son libres y sin intervención del Estado.

• Mercado de Oportunidad, para transacciones puntuales, realizadas en circunstancias de demanda y/u oferta no previstas. Las condiciones de



contratación son libres entre las partes sin intervención del Estado. Este tipo de mercado no está definido en la normatividad, sin embargo es permitido.

• Mercado Inter Generadores, conformado por las negociaciones entre empresas generadoras de electricidad integrantes de un sistema eléctrico interconectado, cuyo despacho de carga es efectuado por un Comité de Operación Económica del Sistema (COES). Las transacciones se realizan al costo marginal correspondiente a la operación real del sistema en el período de la transacción.

2.5.2 Agentes del Negocio Eléctrico

En la actividad eléctrica intervienen los siguientes grupos de actores: • Los clientes o usuarios pueden ser aquellos que realizan sus transacciones en

forma libre, actualmente con demanda superior a 1 MW, o aquellos que pertenecen al mercado regulado con demanda inferior a 1 MW.

• Las Empresas Concesionarias de Electricidad que pueden ser generadoras,

transmisoras y distribuidoras. • El Comité de Operación Económica del Sistema, COES,

(http://www.coes.org.pe/)cuyo objetivo fundamental es el despacho económico de acuerdo a lo establecido en la LCE y que está integrado por las empresas generadoras y transmisoras.

• El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas, OSINERGMIN,

(http://www.osinerg.org.pe/) que conforme a los artículos 1°, 2° y 18° de la Ley 28964, se creó el actual Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), como organismo regulador, supervisor y fiscalizador de las actividades que desarrollan las personas jurídicas de derecho público interno o privado y las personas naturales, en los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería, siendo integrante del Sistema Supervisor de la Inversión en Energía compuesto por el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y Protección de la Propiedad Intelectual y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía. Tiene personería jurídica de derecho público interno y goza de autonomía funcional, técnica, administrativa, económica y financiera. La misión del OSINERGMIN es regular, supervisar y fiscalizar, en el ámbito nacional, el cumplimiento de las disposiciones legales y técnicas relacionadas con las actividades de los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería, así como el cumplimiento de las normas legales y técnicas referidas a la conservación y protección del medio ambiente en el desarrollo de dichas actividades.

• El Ministerio de Energía y Minas, MEM, (http://www.minem.gob.pe/)es el

encargado de velar por el cumplimiento del marco legal vigente (Ley de Concesiones Eléctricas). Su función es conducir las políticas energéticas de mediano y largo plazo orientadas al aprovechamiento óptimo de los recursos sin perjudicar al medio ambiente. Además, dicta la normatividad general de alcance



nacional en las materias de su competencia y promueve la inversión privada en el sector. Por otro lado el MEM es el único organismo con poder concedente, por lo que otorga concesiones y autorizaciones para participar en el negocio eléctrico en el País. El Gráfico N° 2.35 muestra la relación entre los actores.

GRÁFICO N° 2.35

AGENTES DEL NEGOCIO ELÉCTRICO

• Cabe mencionar que, de ser necesario, en el marco de la aplicación de las normas de libre competencia, represión de la competencia desleal, publicidad en protección al consumidor y otras normas de su competencia en el sector electricidad e hidrocarburos, existe el Instituto de Defensa de la libre Competencia y de la Protección a la Propiedad Intelectual, INDECOPI (http://www.indecopi.gob.pe/)

2.5.3 Formas de ejercicio de la actividad eléctrica Las actividades eléctricas pueden ser desarrolladas por personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, públicas o privadas, mediante concesiones o autorizaciones. Se requiere concesión mediante contrato con el Estado, cuando se utiliza un recurso energético hidráulico o geotérmico para una potencia instalada superior a 20 MW; cuando se requiere la imposición de servidumbre para hacer uso de bienes del Estado o de terceros en la transmisión de electricidad; o cuando se efectúa la distribución de electricidad para el servicio público con una demanda superior a 0,5 MW.



Se requiere autorización cuando se desarrollan actividades de generación termoeléctrica independientemente del recurso energético primario, y la capacidad instalada sea igual o mayor a 0,5 MW; así como cuando se utilicen recursos hidráulicos o geotérmicos y la capacidad instalada sea superior a 0,5 MW e igual o inferior a 20 MW. Solamente se requiere informar al Ministerio de Energía y Minas (MEM) el inicio de la operación, cuando se desarrollan actividades de generación, transmisión o distribución y la capacidad instalada es inferior a 0,5 MW. Dentro el marco de las transferencias regionales, los gobiernos regionales tienen las facultades de otorgar concesiones de distribución con una demanda no mayor a 30 MW con fines de servicio público de electricidad, siempre que se encuentren en el ámbito de la región; así como otorgar autorizaciones y llevar el registro de generación de energía eléctrica con potencia instalada mayor a 500 kW y menores a 10 MW (minicentrales) siempre que estén en la región.

2.5.4 Tarifas eléctricas El marco conceptual del modelo tarifario actual tiene como aspectos fundamentales la eficiencia económica, en la medida que los precios deben constituir una señal para la correcta asignación de recursos, la equidad, que implica la no discriminación de precios según el destino de la electricidad, la suficiencia, es decir, proveer a la empresa de los recursos necesarios para la explotación y desarrollo eficiente de las instalaciones y la inteligibilidad, entendida en el sentido que las tarifas deben ser suficientemente simples de comprender por parte de los usuarios y fáciles de controlar por parte de las autoridades reguladoras. En este contexto existe un proceso por el cual se fijan las tarifas eléctricas , empezando por el cálculo de las tarifas en Barra para el mercado regulado de generación por el COES y propuestas a OSINERG para su aprobación. Dichas tarifas no deben apartarse en más de 10% del promedio de los precios del mercado libre. El servicio de transmisión es de acceso libre y su costo se incorpora en el precio de las barras de retiro. Dicho costo considera el valor nuevo de reemplazo y los costos estándares de operación y mantenimiento del sistema económicamente adaptado. Las tarifas de distribución incorporan el valor agregado de distribución basado en costos estándares de inversión, operación y mantenimiento de una empresa modelo eficiente1

El cálculo de las tarifas eléctricas considera la tasa de actualización de 12%.



2.5.5 Sistema Económicamente Adaptado En transmisión y distribución el sistema económicamente adaptado, por definición de la Ley, corresponde a aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio. 2.5.6 Libre acceso y libre competencia La LCE garantiza el libre acceso a las líneas de transmisión y redes de distribución, fomenta la libre competencia mediante la participación de personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras en todas las actividades eléctricas, la vigencia del libre mercado, la protección al consumidor menor y la eliminación de todo abuso de posición dominante o monopólica. 2.5.7 Incorporación de la Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la

generación eléctrica La Ley N° 28832, ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, publicado el 23 de julio de 2006 tiene los siguientes objetivos:

Mantener los principios económicos que sirven de base al Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, para la determinación de los precios en generación, por cuanto se estima que ellos representan la forma más eficiente de desarrollar la generación eléctrica y favorecer el bienestar social;

Corregir, en la Ley de Concesiones Eléctricas, las deficiencias que se identificaron como barreras para el desarrollo de la competencia en el sector de generación, e incorporar las medidas necesarias para fomentar dicha competencia;

Reducir, en tanto sea posible, la intervención administrativa del Regulador para la determinación de los precios de generación, prefiriendo soluciones de mercado cuando éstas pueden darse;

Asegurar la suficiencia de generación que reduzca la exposición del sistema eléctrico peruano a los riesgos de racionamiento prolongado por falta de energía, con un mínimo de intervención.

2 SITUACIÓN AL AÑO 2006 y EVOLUCIÓN DEL … · Poor's mejoró la calificación de la deuda...

Documents

Transcript of 2 SITUACIÓN AL AÑO 2006 y EVOLUCIÓN DEL … · Poor's mejoró la calificación de la deuda...