ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD

2014

DIRECCIÓN GENERAL DE

ELECTRICIDAD

Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Setiembre 2015

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ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD 2014 

Ministra de Energía y Minas Rosa María Soledad Ortiz Ríos 

Viceministro de Energía 

 Raúl Ricardo Pérez‐Reyes Espejo 

Director General de Electricidad Javier Alexander Muro Rosado 

 

Ministerio de Energía y Minas http://www.minem.gob.pe Av. Las Artes Sur 260 – Lima 41 Teléf.: 411-1100

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ANUARIO EJECUTIVO DE ELECTRICIDAD 2014 El Ministerio de Energía y Minas a través de la Dirección General de Electricidad presenta el

“Anuario Ejecutivo de Electricidad 2014”, con la finalidad de difundir el análisis técnico-económico de aspectos relevantes del sector eléctrico que involucra el desarrollo de las

actividades de la industria eléctrica, la demanda y el abastecimiento de energía eléctrica para los

usuarios finales en los últimos 10 años.

En el marco de la Política Energética Nacional, que enfatiza el desarrollo energético sostenible,

promueve la inversión privada con una buena gestión de los impactos sociales y ambientales y, el

desarrollo de las energías renovables a nivel local, regional y nacional; es oportuno difundir los

aspectos que destacan la importancia de la energía eléctrica porque nos brinda calidad de vida y

es muy valioso para el desarrollo económico del país como la minería, siderurgia y la industria en

general. En el presente Anuario se incorpora el análisis de los indicadores económicos con

énfasis en el impacto que genera el crecimiento permanente del mercado eléctrico del país.

El “Anuario Ejecutivo de Electricidad 2014”, estructurado en siete capítulos y anexos, contiene el análisis de indicadores de la economía peruana y el subsector eléctrico del país con

información que explica el comportamiento anual y tendencial de las principales variables de la

industria eléctrica, las fuentes de energías utilizadas, las inversiones efectuadas, el

aprovechamiento de los recursos energéticos renovables, no convencionales y el posicionamiento

del mercado eléctrico peruano con respecto al de los principales países de América Latina.

Dirección General de Electricidad

Subestación Eléctrica Socabaya Arequipa - Perú

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CONTENIDO

ABREVIATURAS ............................................................................................................................. 6 RESUMEN EJECUTIVO .................................................................................................................. 8 1. SITUACIÓN DE LA ECONOMÍA PERUANA ....................................................................... 10

1.1. ECONOMÍA INTERNACIONAL ..................................................................................... 10

1.2. ECONOMÍA PERUANA ................................................................................................. 11

1.2.1. SECTOR REAL ..................................................................................................... 13

1.2.2. INFLACIÓN Y TIPO DE CAMBIO ......................................................................... 14

1.2.3. SECTOR FISCAL .................................................................................................. 15

2. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO ....................................................................... 17 2.1. EN LA INVERSIÓN NACIONAL ..................................................................................... 18

2.2. EN EL PRODUCTO BRUTO INTERNO ......................................................................... 20

2.3. EN EL MERCADO DE CAPITALES ............................................................................... 21

2.4. EN LA RECAUDACIÓN ................................................................................................. 22

2.5. EN EL EMPLEO NACIONAL ......................................................................................... 23

3. MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ............................................................................... 24 3.1. SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO ................................................. 25

3.1.1. ESTRUCTURA DEL MERCADO ELÉCTRICO ..................................................... 26

3.1.2. INSTITUCIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO ..................................................... 28

3.1.3. BALANCE OFERTA DEMANDA ........................................................................... 30

3.1.4. COSTO MARGINAL Y TARIFA EN BARRA .......................................................... 31

3.1.5. ANÁLISIS FINANCIERO DEL SECTOR ELÉCTRICO .......................................... 33

3.1.5.1. GENERACIÓN ................................................................................................. 33

3.1.5.2. TRANSMISIÓN ................................................................................................ 35

3.1.5.3. DISTRIBUCIÓN ................................................................................................ 36

4. ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................. 38 4.1. GENERACIÓN .............................................................................................................. 39

4.1.1. INFRAESTRUCTURA DE GENERACIÓN ............................................................ 39

4.1.2. OPERACIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA ................................................ 42

4.1.2.1. PRODUCCIÓN ..................................................................................................... 42

4.1.2.2. COBERTURA DE LA MÁXIMA DEMANDA ...................................................... 46

4.1.3. GENERACIÓN RER ............................................................................................. 48

4.2. TRANSMISIÓN ............................................................................................................. 51

4.2.1. INFRAESTRUCTURA DE TRANSMISIÓN ........................................................... 51

4.2.2. OPERACIÓN DE LA TRANSMISIÓN ELÉCTRICA ............................................... 52

4.2.2.1. PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN Y FLUJOS...................................................... 52

4.3. DISTRIBUCIÓN ............................................................................................................ 54

4.3.1. MAPA DE CONCESIONES DE DISTRIBUCIÓN .................................................. 54

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4.3.2. OPERACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA .............................................. 56

4.3.2.1. NÚMERO DE CLIENTES ................................................................................. 56

4.3.2.2. PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN ....................................................................... 57

4.4. COMERCIALIZACIÓN Y PRECIOS .............................................................................. 58

4.4.1. PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA ........................................................................ 58

4.4.2. VENTAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA A CLIENTES FINALES .............................. 59

4.4.3. FACTURACIÓN A CLIENTES FINALES ............................................................... 60

5. ANÁLISIS REGIONAL DEL SECTOR ELÉCTRICO ............................................................ 61 5.1. INFRAESTRUCTURA DE GENERACIÓN ..................................................................... 62

5.2. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .................................................................. 63

5.3. NÚMERO DE CLIENTES .............................................................................................. 65

5.4. VENTAS DE ENERGÍA ................................................................................................. 66

6. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO Y DE RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES ..... 68 6.1. POTENCIAL HIDROELÉCTRICO ................................................................................. 69

6.2. POTENCIAL EÓLICO .................................................................................................... 72

6.3. POTENCIAL SOLAR ..................................................................................................... 73

6.4. POTENCIAL GEOTÉRMICO ......................................................................................... 74

6.5. POTENCIAL BIOMASA ................................................................................................. 75

7. MERCADO ELÉCTRICO EN AMÉRICA LATINA ................................................................ 76 7.1. REFORMAS EN EL SECTOR ELÉCTRICO .................................................................. 77

7.2. INDICADORES DEL SECTOR ELÉCTRICO ................................................................. 81

7.3. IMPULSO A LA GENERACIÓN ELÉCTRICA CON RECURSOS ENERGÉTICOS

RENOVABLES ............................................................................................................. 83

7.4. TRANSMISIÓN E INTERCONEXIÓN INTERNACIONAL .............................................. 84

7.5. PRECIOS ...................................................................................................................... 85

8. ANEXOS .............................................................................................................................. 87 8.1. FICHAS DEL SECTOR ELÉCTRICO EN PAÍSES SELECCIONADOS EN AMÉRICA

LATINA ......................................................................................................................... 87

8.1.1. BRASIL ................................................................................................................. 87

8.1.2. MÉXICO ................................................................................................................ 88

8.1.3. ARGENTINA ......................................................................................................... 89

8.1.4. CHILE ................................................................................................................... 90

8.1.5. COLOMBIA ........................................................................................................... 91

8.1.6. PERÚ .................................................................................................................... 92

8.2. REFERENCIAS ............................................................................................................. 93

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ABREVIATURAS AL: América Latina. ANEEL: Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Brasil). AT: Alta Tensión. BCRP: Banco Central de Reserva del Perú. BVL: Bolsa de Valores de Lima. BM: Banco Mundial. BT: Baja Tensión. CAF: Corporación Andina de Fomento. CAGR: Compound Annual Growth Rate. CAMMESA: Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Argentina). CDEC: Centro de Despacho Económico (Chile). CENACE: Centro Nacional de Control de Energía. CFE: Comisión Federal de Electricidad (México). CIIU: Clasificación Internacional Industrial Uniforme. CNE: Comisión Nacional de Energía (Chile). COES: Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional. CRE: Comisión Reguladora de Energía (México). CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas (Colombia). D.L.: Decreto Legislativo. D.S.: Decreto Supremo. EIA: Energy Information Administration. EMBIG Perú: Emerging Markets Bond Index Global Perú. ENAHO: Encuesta Nacional de Hogares. EPE: Empresa de Pesquisa Energética (Brasil). FIT: Feed in Tariff. FMI: Fondo Monetario Internacional. IGBVL: Índice General de la Bolsa de Valores de Lima. IGV: Impuesto General a las Ventas. INEI: Instituto Nacional de Estadística e Informática. IRENA: International Renewable Energy Agency. LME: London Metal Exchange. MAT: Muy Alta Tensión. MEM: Ministerio de Energía y Minas. MinMinas: Ministerio de Minas y Energía (Colombia). MT: Mediana Tensión. Olade: Organización Latinoamericana de Energía. Osinergmin: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. PBI: Producto Bruto Interno. PPA: Power Purchase Agreement. PPP: Power Purchase Parity. Proinversión: Agencia de Promoción de la Inversión Privada. PROINFA: Programa de Incentivos a las Fuentes Alternativas (Brasil). RER: Recursos Energéticos Renovables. SADI: Sistema Argentino de Interconexión (Argentina). SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. SEN: Sistema Eléctrico Nacional (México). SIC: Sistema Interconectado Central (Chile). SIN: Sistema Interligado Nacional (Brasil). SING: Sistema Interconectado Norte Grande (Chile). SIP: Sistema Interconectado Patagónico (Argentina). SENER: Secretaría de Energía (México).

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SGT: Sistema Garantizado de Transmisión. SPT: Sistema Principal de Transmisión. SUNAT: Superintendencia Nacional de Aduanas y Administración Tributaria. VAB: Valor Agregado Bruto. VAD: Valor Agregado de Distribución.

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RESUMEN EJECUTIVO  El  conjunto  de  reformas  económicas  implementado  a  principios  de  la  década  de  1990  tuvo  éxito  en promover la inversión privada bajo condiciones de libre mercado. El crecimiento sostenido experimentado por  Perú  en  la  década  2004‐2014  ha  sido  propiciado  por  la  estabilidad macroeconómica  (control  de  la inflación, finanzas públicas saludables, bajo nivel de endeudamiento y reducción del riesgo país) y el gran dinamismo de  la  inversión privada y pública en dicho período. En  la última década, dos  factores externos impulsaron  el  crecimiento  del  país:  la  baja  tasa  de  referencia  del  Sistema  de  la  Reserva  Federal  de  los Estados Unidos (Fed) y el boom del precio de los commodities relacionado con el crecimiento de China.  En  la última década, el Perú mostró un crecimiento sostenido, con una  tasa anual promedio de 6,1% del Producto  Bruto  Interno  (PBI).  El  crecimiento  del  sector  eléctrico  está  altamente  correlacionado  con  el desempeño  de  la  economía  nacional.  Esto  se  debe  a  que  la  mayoría  de  las  actividades  económicas requieren, de  alguna manera, del uso de  energía  eléctrica  en diversas  intensidades. Por este motivo,  la evolución del sector eléctrico es considerado un indicador líder del desempeño de la economía y suele ser utilizado para realizar estimaciones sobre la misma.  Las  reformas  del  sector  eléctrico,  con  la  Ley  de  Concesiones  Eléctricas  en  1992  y  Ley  para  Asegurar  el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica en 2006, han contribuido con el fortalecimiento del sector ya que  introdujeron  señales  de  mercado  en  las  decisiones  de  inversión.  En  conjunto,  estas  reformas permitieron  alinear  las  señales  de  precios  a  las  del mercado,  reducir  la  incertidumbre  de  los  agentes privados  en  la  inversión  en  el  sector,  expandir  la  cobertura  eléctrica,  fortalecer  y  expandir  las  redes de transmisión,  reducir  las pérdidas de energía,  incrementar  la atención a  consideraciones ambientales  y  la adopción de un marco institucional más adecuado para el desarrollo del sector.  La  continua  expansión  del  sector  en  el  país  requiere  de  importantes  inversiones  tanto  privada  como pública. En  la última década, se han concretado un número  importante de proyectos que han dinamizado las  inversiones en el sector, de modo que estas ahora superan el crecimiento de  la  inversión total. Al ser una actividad relativamente estable, las empresas del sector que listan en la Bolsa de Valores de Lima han aportado positivamente a las posibilidades de diversificación de los inversionistas del mercado de capitales nacional. Además, el sector eléctrico aporta  ingresos fiscales y brinda trabajo a un número  importante de personas con distintos niveles de calificación.  En 2014, el  consumo de energía eléctrica per  cápita ascendió a aproximadamente 1 224  kW.h, un nivel relativamente bajo comparado con el promedio del resto de países de América Latina; sin embargo, refleja un  amplio  espacio  de  crecimiento  potencial  del  sector.  Asimismo,  el mercado  eléctrico  que  incluye  al Sistema  Eléctrico  Interconectado  Nacional  (SEIN)  y  sistemas  aislados  (SSAA),  la  producción  ascendió  a        42  846 GW.h  y  las  ventas  a  usuarios  finales  alcanzaron  37  717 GW.h,  por  lo  que  el  factor  de  pérdidas implícito del mercado se estimó en alrededor de 14%. La  infraestructura de generación para abastecer al mercado eléctrico consistió en una capacidad instalada de 9 739 MW, con 50% de unidades que aprovechan recursos renovables como el agua, la energía eólica, solar y la biomasa.   La máxima  demanda  simultánea  del  SEIN  fue  5  737 MW,  la  potencia  efectiva  alcanzó  8  443 MW;  y  el margen de  reserva  fue alrededor de 40%. En el caso de  la  infraestructura de  transmisión, 21 589 km de líneas componen  la red que transmite energía a todos  los usuarios del mercado eléctrico que ascienden a 6,4 millones (de los cuales, 299 se clasifican como clientes libres).  En  el  2014,  la  expansión  del  sector  eléctrico  ha  continuado  en  línea  con  los  requerimientos  actuales  y futuros  de  la  demanda  nacional.  Esto  se  ha  evidenciado  en  el  crecimiento  de  la  generación  eléctrica mediante recursos energéticos baratos y limpios, como son los recursos hídricos, el gas natural, y, cada vez con mayor relevancia, los recursos energéticos renovables.   La expansión de las redes de alta tensión, con una mayor presencia de línea a 500 kV en los enlaces centro‐norte y centro‐sur, ha permitido el incremento de la capacidad de transmisión hacia las diferentes áreas del país. Así, el factor de pérdidas de transmisión en 2014 mostró una reducción con respecto al registrado el 

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año  anterior.  No  obstante,  aún  se  vienen  realizado  inversiones  importantes  en  el  segmento,  lo  cual permitirá mejorar la eficiencia operativa del sistema de transmisión, en beneficio de los usuarios.   La actividad de distribución por su parte ha seguido  incrementando sus ventas a clientes regulados; en el 2014 éstas crecieron 4,8% como consecuencia de un sólido crecimiento del consumo interno, la mejora en el equipamiento de los hogares y la mayor cobertura eléctrica.  El mercado eléctrico nacional,  conformado por el  Sistema Eléctrico  Interconectado Nacional  (SEIN)  y  los Sistemas  Aislados  (SSAA),  se  extiende  por  todas  las  regiones  del  país.  Sin  embargo,  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 importante consumo de electricidad, densidad poblacional, entre otros. Así, las regiones de la zona centro se han consolidado como las principales regiones en infraestructura y producción eléctrica, por el acceso al gas natural de Camisea y los recursos hídricos de las zonas montañosas. Debido a la disponibilidad de estos recursos, la zona centro tiene excedentes de generación eléctrica que permite abastecer a las regiones de la zona sur y norte a un bajo costo de generación. En contraste, en las regiones de la zona sur se ha desarrollado una infraestructura de  generación  basada  en  derivados  de  petróleo,  porque  los  clientes  son  principalmente  usuarios  libres mineros y la región cuenta con un nivel inferior de recursos eficientes. Finalmente, las regiones de la zona norte cuentan con capacidad de generación hidroeléctrica y con disponibilidad de gas natural  (en menor escala que en el caso del gas natural de Camisea) por  lo que son capaces de generar buena parte de sus requerimientos de energía. Además,  cuentan  con un enlace de alta  capacidad que  les permite disponer energía desde la zona centro en caso la creciente demanda lo requiera.  El Perú, posee recursos hídricos y térmicos, cuenta con un alto potencial aprovechable de vientos, radiación solar, biomasa y energía geotérmica. En  los últimos años, el gobierno ha  impulsado el desarrollo de esta rama  de  la  industria  eléctrica.  Para  ello, ha  centrado  cada  vez más  la  atención  en  la determinación del potencial  real de estos  recursos, así como de  las  formas más eficientes para aprovecharlos. Asimismo,  la existencia  de  recursos  alternativos  a  los  combustibles  y  el  agua  reducen  el  riesgo  de  suministro  al diversificar  la  matriz  energética  y  reducen  el  impacto  de  posibles  racionamientos  en  situaciones  de restricción  o  escasez.  Además,  la  disponibilidad  de  ciertas  energías  aprovechables  en  pequeña  escala supone una alternativa para  llevar energía a  los hogares más aislados y pobres del país. Algunos ejemplos de  estas  últimas  son  la  energía  solar  con paneles  fotovoltaicos  para  hogares  o  centrales  hidroeléctricas pequeñas que abastecen sistemas aislados.  Finalmente, se realizó un análisis comparativo del sector eléctrico de seis países seleccionados de América Latina:  Perú,  Chile, Colombia, México,  Brasil  y Argentina.  Las  reformas del  sector  eléctrico  se  centraron principalmente en la desintegración vertical de la industria y en el otorgamiento de incentivos a la inversión privada, mejoramiento del marco institucional de la regulación y fiscalización y mayor competencia por los clientes finales no sujetos a regulación de precios. La generación de electricidad de los países seleccionados se  caracteriza  por  tener  una mayor  participación  hidráulica  (menos  contaminante),  por  lo  tanto,  estos países  se enfrentan al  riesgo hídrico durante  las épocas de estiajes  (sequías). Asimismo,  los países de  la muestra han  implementado, en  línea con  la experiencia  internacional, políticas de promoción e  incentivos para la introducción de energías renovables en su matriz energética. La mayoría de los países seleccionados tienen  sistemas  interconectados  nacionales  que  atienen  a  la  mayor  parte  de  la  demanda  eléctrica  y mantienen algún grado de integración regional (comercio internacional de electricidad) con otros países de América Latina. 

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1.   SITUACIÓN DE LA ECONOMÍA PERUANA  El  conjunto  de  reformas  económicas  implementado  a  principios  de  la  década  de  1990  tuvo  éxito  en promover la inversión privada bajo condiciones de libre mercado. El crecimiento sostenido experimentado por Perú en la última década ha sido propiciado por la estabilidad macroeconómica (control de la inflación, finanzas públicas saludables, bajo nivel de endeudamiento y reducción del riesgo país) y el gran dinamismo de la inversión (privada y pública) en dicho período. En la última década, dos factores externos impulsaron el crecimiento del país:  la baja tasa de referencia del Sistema de  la Reserva Federal de  los Estados Unidos (Fed) y el boom del precio de los commodities relacionado con el crecimiento de China.   1.1.  ECONOMÍA INTERNACIONAL  En  la última década, dos  factores externos  impulsaron el crecimiento de  los países en vías de desarrollo como el Perú: la baja tasa de referencia del Fed y el boom del precio de los commodities relacionado con el crecimiento de China.  El mundo  afrontó  una  de  las  crisis  financieras más  fuertes  de  la  historia  económica.  Estados  Unidos, segundo mayor socio comercial del Perú, cayó en recesión cuando estalla la crisis de las hipotecas subprime con la caída de Lehman Brothers en 2008. La Fed inició un programa de relajación cuantitativa que consistió en comprar bonos privados con el fin de inyectar dinero a la economía, con lo cual redujo aún más la tasa de  interés.  Lo  anterior,  benefició  a  países  emergentes  como  el  Perú,  porque  la  entrada  de  capitales expandió  la masa monetaria y  redujo  las  tasas de  interés  (ver Gráfico N° 1)  les permitió a  las empresas iniciar proyectos de  inversión con bajos costos de financiamiento. Sin embargo, a finales de 2013 Estados Unidos presentó un mayor dinamismo económico. Por ello, el presidente del Fed, Ben Bernanke, anunció la posibilidad de una futura subida de la tasa de interés de referencia. Aquello ocasionó una salida de capitales de los países emergentes.  

Gráfico N° 1: Tasa Fed efectiva, 2004 - 2014 (%)

Fuente: Sistema de la Reserva Federal de los Estados Unidos (Fed).  Por su parte, China experimentó elevadas  tasas de crecimiento en  las últimas décadas, con un promedio anual de aproximadamente 10% entre 2004 y 2014. Esta situación benefició a Perú ya que el crecimiento del gigante asiático  implica una mayor demanda de metales y, con ello, mayores precios de  las materias primas que exporta el Perú. La economía china, luego de un elevado crecimiento, llegaría a un aumento de su  PBI  alrededor  de  7,4%  en  2014.  El menor  crecimiento  se  debió  a  las  diversas  reformas  de mercado implementadas por el Gobierno Chino. El XII Plan Quinquenal de China tiene como objetivo que el consumo tenga un mayor peso en el PBI, como en las principales economías capitalistas.  

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A corto plazo, alcanzar este objetivo  implica una desaceleración de  la  inversión y  las exportaciones. Dado este cambio en  la estructura de su PBI, el país asiático está experimentando un menor dinamismo en  los últimos años.   El  gigante  asiático  es  el  primer  demandante mundial  de  cobre  (y  de metales  en  general)  y  tiene  una injerencia notable en  sus precios. Así, una desaceleración de  la economía china  implica una  caída de  las cotizaciones  de  los metales,  lo  que  reduce  el  ingreso  de  divisas  en  nuestro  país.  En  el Gráfico N°  2  se muestra que las variaciones en el precio del cobre están asociadas a eventos globales. En ese sentido, entre 2002 y 2011, el crecimiento de China supuso un incremento significativo en los precios del cobre. En 2011 este  superó al promedio histórico en un monto mayor a US$ 4 por  libra. No obstante,  la desaceleración china ha ocasionado una de las mayores caídas en el precio del cobre, con lo cual se estableció un nivel de precio más bajo para este metal.  

Gráfico N° 2: Precio real del cobre (Centavos de US$ de 2014 por libra)

Fuente: London Metal Exchange (LME) y Fondo Monetario Internacional (FMI). La  balanza  comercial  del  Perú,  entre  2004  y  2013,  mostró  superávit  por  el  boom  de  las exportaciones mineras. Sin embargo, en 2014 se tuvo un déficit de 0,6% del PBI dado el contexto internacional: leve mejora de Estados Unidos y caída del precio de los metales.   Entre 2004 y 2014, la entrada de dólares para inversiones reales se ha mantenido sólida gracias a los  grandes  proyectos mineros.  En  2013  hubo  una  salida  de  capitales  debido  al  anuncio  del cambio de política monetaria de Estados Unidos. Sin embargo, esta  fuga  fue principalmente de capitales de corto plazo siendo la inversión extranjera directa la que sostiene la cuenta financiera de la balanza de pagos.    1.2.  ECONOMÍA PERUANA  El conjunto de reformas económicas  implementado a principios de  la década de 1990 tuvo éxito en promover la inversión privada bajo condiciones de libre mercado. El Perú mostró un sostenido crecimiento, con un incremento anual promedio de 6,1% en el Producto Bruto Interno (PBI), en la década 2004‐2014 (ver Gráfico N° 3).  

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Gráfico N° 3: Crecimiento del PBI, 2004-2014 (Var. %)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP).

El crecimiento sostenido experimentado por Perú en la última década ha sido propiciado por la estabilidad macroeconómica (control de la inflación, finanzas públicas saludables, bajo nivel de endeudamiento y reducción del riesgo país) y el gran dinamismo de la inversión (privada y pública) en dicho período. El ratio inversión total/PBI aumentó de 17% en 2004 a un máximo de 27% en 2013 (ver Gráfico N° 4).

Gráfico N° 4: Inversión total 2004-2014 (% PBI)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). El resultado de esos años de importante crecimiento fue la acumulación de gran cantidad de reservas internacionales (US$ 62 mil millones al cierre de 2014) y un importante crecimiento del consumo privado, gracias al crecimiento sostenido del ingreso nacional disponible. Uno de los sectores fundamentales que aportó a dicho crecimiento fue el sector energético, particularmente el eléctrico. La totalidad de las actividades económicas que se realizan en el país requieren, con diversa intensidad, del uso de electricidad. Por este motivo, los proyectos y la

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expansión de las operaciones de los sectores económicos deben tomar en cuenta el suministro de energía, el cual permitirá la viabilidad de sus inversiones. 1.2.1. SECTOR REAL El sector real de la economía, las actividades económicas que se desarrollan en el país, ha presentado favorable dinamismo entre 2004 y 2014. Por el lado del gasto (cuyos componentes principales son la inversión, consumo y exportaciones), el crecimiento del PBI fue impulsado por la inversión privada que creció a altas tasas, llegando al 25,9% en 2010, siendo el crecimiento promedio anual 12,2% en el periodo analizado (ver Gráfico N° 5). La inversión privada se duplicó como porcentaje del PBI en dicho periodo, pasando de 12,5% en 2004 a 22% en 2014, una de las más altas de América Latina. Asimismo, la inversión pública real se ha triplicado en 2014 en comparación con 2004, debido a la holgura fiscal y las mejores condiciones de financiamiento que obtiene el sector público. Por consiguiente, la inversión pública como porcentaje del PBI se incrementó de 3,9% a 5%, en los últimos diez años. Gráfico N° 5: Crecimiento promedio anual de los componentes del PBI por el lado del gasto,

2004-2014 (%)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). Desde una perspectiva sectorial, mostraron mayor dinamismo los sectores no primarios, específicamente la construcción, comercio y servicios (ver Gráfico N° 6). Asimismo, dentro de la manufactura, predominó el crecimiento de la manufactura no primaria, la cual creció 6,5% en promedio entre 2004 y 2014. El sector que más aportó al crecimiento de la economía fue servicios, debido a que es el de mayor peso en la economía peruana y por su alto crecimiento. En este sector destaca el rubro de servicios financieros que creció a una tasa superior a 10% en la última década. Esto se evidenció en el crecimiento del crédito y la mayor penetración financiera en las regiones fuera de Lima. Asimismo, el sector comercio fue impulsado en las regiones por la inserción de supermercados, centros comerciales y tiendas por departamento a partir de 2005. Por ejemplo, el número de supermercados en regiones se incrementó de 1 en 2005, a 100 en 2014.

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Gráfico N° 6: Crecimiento promedio anual del PBI por sectores, 2004-2014 (%)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). 1.2.2. INFLACIÓN Y TIPO DE CAMBIO El Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) se encarga autónomamente de la política monetaria en el país. En 2002, el BCRP adoptó un esquema de Metas Explícitas de Inflación, este busca mantenerla dentro del rango de 1% a 3%, para lo cual su instrumento de política es la tasa de interés de referencia. La inflación en el periodo 2004 – 2014 fue en promedio 3%, en el techo de la banda objetivo del BCRP (ver Gráfico N° 7).

Gráfico N° 7: Inflación, 2004-2014 (Var. %)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP).

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La mayor oferta de dólares en el país entre 2004 y 2012 impulsó al tipo de cambio a la baja (ver Gráfico N° 8). La caída del tipo de cambio real desde 2007 significó una menor competitividad de las exportaciones peruanas (14,4% en el periodo 2007 - 2012). Desde abril de 2013, el tipo de cambio inició una nueva fase de subida, producto de una mayor percepción de riesgo por la caída del precio de los metales y la posible subida de la tasa Fed.

Gráfico N° 8: Índice de tipo de cambio real, 2004-2014 (año base = 2009)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP).

El fin de la expansión monetaria por parte del Fed, conocido como tapering, redujo el ritmo de expansión de la oferta de dólares en todo el mundo, lo que fortaleció el dólar. El efecto positivo, para Perú, de esta situación fue la subida del tipo de cambio, permitiendo recuperar parte de la competitividad internacional perdida en el periodo 2007 - 2012, de modo que el sector transable de nuestra economía (exportaciones no tradicionales y productos nacionales que compiten con las importaciones) pueda competir en mejores condiciones. El efecto negativo de la subida del tipo de cambio se manifiesta en efecto hoja de balance, es decir, el descalce que se produce al tener ingresos en soles y deuda en dólares; para ello, el BCRP inició un proceso de desdolarización del crédito y para fines de 2014 el coeficiente de dolarización se redujo a 39%. 1.2.3. SECTOR FISCAL En el periodo 2004-2014, el déficit fiscal se redujo de manera importante en comparación a décadas pasadas. Este fue positivo durante algunos años (ver Gráfico N° 9), lo que permitió el ahorro de recursos. La acumulación de superávit fiscal alcanzó S/. 40 244 millones en dicho periodo. Por ello, para fines de 2014, el gobierno posee 4,5% del PBI ahorrado en el Fondo de Estabilización Fiscal (FEF). Los niveles de deuda pública se han reducido de aproximadamente 45% del PBI en 2004 a 20% a fines de 2014 (ver Gráfico N° 9). El nivel de riesgo de la deuda pública ha disminuido debido a la mejora de las perspectivas económicas y la holgura fiscal que experimenta la economía. A pesar de los efectos de la crisis internacional y el bajo precio de los metales, el sector público continúa sólido, con importantes recursos ahorrados para realizar políticas anti cíclicas.

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Gráfico N° 9: Resultado Fiscal y Deuda Pública, 2004-2014 (% del PBI)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). Esto se refleja, en parte, en el menor riesgo país del Perú comparado con el promedio del riesgo de América Latina. De esta manera el índice Emerging Markets Bond Index Global Perú ("EMBIG Perú"), muestra una tendencia decreciente desde 2002 (con excepción del periodo de crisis financiera 2008 - 2009) y se ubica permanentemente por debajo del promedio de América Latina (ver Gráfico N° 10).

Gráfico N° 10: Riesgo País del Perú vs Latinoamérica, 2004-2014 (puntos básicos)

Fuente: Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). En el periodo de análisis, la mayor recaudación por parte del Estado se ha traducido en mayor gasto en programas sociales y obras públicas. Se implementaron programas sociales como Juntos y Pensión 65, dirigidos a los sectores más vulnerables del país.

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2. IMPORTANCIA DEL SECTOR ELÉCTRICO La electricidad es una de las formas de energía más importantes en el mundo moderno. Su uso permite el funcionamiento de diversos tipos de equipamiento que son empleados para la producción de bienes, la provisión de servicios, entretenimiento, iluminación de las ciudades, entre otras actividades que configuran el día a día en las sociedades modernas. Por este motivo, la planificación y desarrollo de una industria eléctrica que abastezca de forma eficiente al mercado es imprescindible para el bienestar de las personas y la continuidad de las actividades económicas presentes y futuras. La importancia del sector eléctrico se puede apreciar en diversos ámbitos de la economía. Como actividad productiva que abastece un insumo básico, su desempeño está ligado al resto de industrias por lo que su medición permite realizar inferencias respecto al nivel de actividad económica de forma casi simultánea. La continua expansión del sector requiere de importantes inversiones, lo cual aporta positivamente al crecimiento económico a través de la demanda interna por bienes de capital y construcción de infraestructura. El impulso otorgado por el gobierno para su desarrollo, así como los esfuerzos del sector privado para concretar un número importante de proyectos, impulsaron la inversión en el sector, de modo que su crecimiento superó al de la inversión total del país. Al ser una actividad relativamente estable, las empresas del sector que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL) han aportado positivamente a las posibilidades de diversificación de los inversionistas del mercado de capitales nacional. Finalmente, el sector eléctrico aporta ingresos fiscales y brinda trabajo a un número importante de personas con distintos niveles de calificación.

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2.1. EN LA INVERSIÓN NACIONAL Las reformas del sector eléctrico, con la Ley de Concesiones Eléctricas (“LCE”) en 1992 y la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (“LGE”) en 2006, han permitido: alinear las señales de precios a las del mercado, reducir la incertidumbre de los agentes privados en la inversión en el sector, expandir la cobertura eléctrica, fortalecer y expandir las redes de transmisión, reducir las pérdidas de energía, incrementar la atención a consideraciones ambientales y la adopción de un marco institucional más adecuado para el desarrollo del sector. Durante el periodo 2004-2012, la inversión en el sector eléctrico mantuvo una tendencia creciente, liderada por el crecimiento de la inversión privada. Así, entre 2011 y 2012, la inversión en el sector experimentó el crecimiento más fuerte del periodo. Esta pasó de US$ 1 880 millones a US$ 2 739 millones. Sin embargo, en 2014 descendió a US$ 2 586 millones. No obstante, este monto se encuentra muy por encima de la inversión previa a 2012. Asimismo, desde 2008, la inversión privada del sector eléctrico es superior al del resto de la economía (ver Gráfico N° 11). La inversión privada representó 81% de la inversión total en el sector eléctrico en la última década (89% en 2014), nivel superior al registrado por la inversión privada total respecto a la inversión total nacional, que representó 79% en 2014. La inversión en el sector eléctrico creció a una tasa promedio anual de 23% en los últimos 10 años, por encima del dinamismo de la inversión en el país, que creció a una tasa promedio anual de 17% en mismo periodo. En el caso de la inversión pública, esta se ha enfocado en la expansión, reforzamiento y mantenimiento de las redes de baja tensión operadas por las empresas distribuidoras estatales. La tendencia de la inversión pública varía a lo largo del periodo estudiado, experimentando su punto alto en 2009 (US$ 435 millones). Sin embargo, los montos invertidos desde el 2007 en adelante son considerablemente mayores a los anteriores.

Gráfico N° 11: Inversión privada y pública en el sector eléctrico, 2004-2014 (millones de US$).

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM) y Banco Central de Reserva del Perú (BCRP). La inversión en generación concentra la mayor participación en la inversión total del sector eléctrico (67% de la inversión total en el período 2005-2014) y es el segmento con mayor dinamismo en la última década. En 2014, se invirtieron US$ 1 829 millones en el segmento de generación, de los cuales 97% fue realizado por empresas privadas. Lo anterior responde a la importante participación del sector privado en el segmento, en respuesta a la creciente demanda nacional por energía eléctrica (ver Gráfico N° 12).

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Con la promulgación de la LGE en 2006, la remuneración de la transmisión se basa principalmente en el esquema de ingresos garantizados y costos obtenidos vía la adjudicación de contratos de concesión Build–Own–Operate–Transfer ("BOOT"). El segmento de transmisión es el segmento con menos incertidumbre y mayor participación privada en el sector eléctrico, debido al marco institucional actual. La estructura contractual y financiera en transmisión es ampliamente conocida por el mercado, facilitando su financiamiento. En la última década, se invirtieron US$ 1 918 millones (US$ 244 millones en 2014). A partir de 2009, la inversión en infraestructura de transmisión mostró un fuerte dinamismo explicado por la construcción de importantes líneas de alta tensión (500 kV) en el marco de la planificación de la transmisión nacional. Las empresas de distribución invirtieron US$ 401 millones en 2014, de los cuales 71% fue invertido por compañías privadas. En el período 2005-2014, la inversión en redes de transmisión y distribución creció a una tasa promedio anual de 28% y 12%, respectivamente. A través del Programa Nacional de Electrificación Rural, el estado ha impulsado la inversión en redes de baja tensión en las áreas rurales. Así, en los últimos diez años, se han invertido US$ 1 218 millones en electrificación rural, de los cuales 44% se realizaron en el período 2011-2014. En síntesis, el objetivo del estado es incrementar el coeficiente de electrificación en el ámbito rural, para mejorar la calidad de vida de los pobladores.

Gráfico N° 12: Inversión en el sector eléctrico por segmento, 2005-2014 (millones de US$)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

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2.2. EN EL PRODUCTO BRUTO INTERNO El crecimiento del sector eléctrico está altamente correlacionado con el desempeño de la economía nacional. Esto se debe a que todas las actividades económicas requieren del uso de energía eléctrica en diversas intensidades. Por este motivo, la evolución del sector eléctrico es considerada un indicador líder del desempeño de la economía y suele ser utilizada para realizar estimaciones sobre la misma. El valor agregado del sector eléctrico suele publicarse dentro del subsector electricidad, gas y agua. Según la estructura con año base 2007 del Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI), la electricidad representa 80% del subsector electricidad, gas y agua, y 1,4% del PBI nacional (ver Cuadro N° 1).

Cuadro N° 1: Peso del subsector electricidad en el PBI (%)

Subsector electricidad, gas y agua

Peso en 2007 (%)

Electricidad 80%Gas 1%Agua 19%

Total Subsector 100%Peso Electricidad en PBI 1,4%

Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).

Entre 2007 y 2014, el índice de producción eléctrica creció a una tasa promedio anual superior a 6,5%, a pesar de la crisis financiera entre 2008 y 2009 (ver Gráfico N° 13).

Gráfico N° 13: Tasa de crecimiento anual del índice de producción eléctrica, 2007 - 2014 (Var. %)

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Cre

cim

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o El

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cida

d (V

ar. %

)

Fuente: Instituto Nacional de Estadística e Informática (INEI).

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2.3. EN EL MERCADO DE CAPITALES A diciembre de 2014, 19 empresas eléctricas listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL). La capitalización bursátil de estas empresas ascendió a S/. 24 725 millones, representando 6,9% de la capitalización bursátil del mercado de capitales local. Asimismo, el Índice General de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL), cuenta con la presencia de cuatro empresas del sector, cuya participación asciende a 7,34% del total (ver Cuadro N° 2).

Cuadro N° 2: Participación de las empresas eléctricas en el Índice General de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL), a diciembre de 2014

Empresas Eléctricas

Participación (%)

Luz del Sur 2,13%Edegel 2,29%Edelnor 1,54%Enersur 1,37%Total 7,34%

IGBVL

Fuente: Bolsa de Valores de Lima (BVL).

La coyuntura de debilitamiento de los precios internacionales de los metales a partir de 2013 tuvo un impacto negativo en el IGBVL, porque una parte importante de las cotizaciones en el mercado de capitales local corresponde a empresas del sector minero. Sin embargo, el Índice del Subsector Eléctricas ha mostrado un buen desempeño, a pesar de las fluctuaciones en el mercado. Este creció sostenidamente durante el período 2005-2014. Así, el Índice del Subsector Eléctricas creció 32% en 2014, pese a que el IGBVL cayó 6%. Aquello refleja la solidez del sector eléctrico en momentos de inestabilidad percibida por el mercado (ver Gráfico N° 14). En este sentido, las empresas del sector eléctrico representan una oportunidad importante para la diversificación del portafolio de los inversionistas locales. Gráfico N° 14: Evolución del Índice General de la Bolsa de Valores de Lima (IGBVL) e Índice

del Subsector Eléctrico, 2005-2014

Fuente: Informes Bursátiles Mensuales, Bolsa de Valores de Lima (BVL).

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2.4. EN LA RECAUDACIÓN En los últimos diez años, los tributos por impuesto a la renta del sector eléctrico se han incrementado en más del doble. Esto gracias al mayor volumen y valor de las ventas realizadas por las empresas del sector, así como una mejora en la eficiencia del sector expresada en la optimización de costos de operación y mantenimiento. En 2014, los aportes tributarios de las empresas del sector eléctrico por concepto de impuesto a la renta ascendieron a S/. 1 065 millones para una muestra de 44 de las 52 empresas del sector. Esto representa 4,3% del total de la recaudación por impuesto a la renta a personas jurídicas (S/. 25 031 millones). Por ello, en 2014, en el segmento de generadoras se recaudaron S/. 619 millones, en el de distribuidoras S/. 363 millones y en el de transmisoras S/. 83 millones (ver Gráfico N° 15). Gráfico N° 15: Ingresos tributarios por Impuesto a la Renta recaudados del sector eléctrico

Fuente: Osinergmin. Asimismo, en la última década los tributos pagados por las empresas de generación crecieron a una tasa promedio anual de 8,6%. Estas perciben los ingresos correspondientes a las ventas de energía y potencia en el mercado regulado y libre. El uso de fuentes baratas y eficientes de energía como el agua y el gas natural les han permitido mejorar progresivamente sus márgenes comerciales, lo cual se ve expresado en las utilidades del segmento. En el mismo período, las empresas distribuidoras y transmisoras, incrementaron sus aportes tributarios en tasas promedios anuales de 10,3% y 10,7%, respectivamente. Estas operan redes por lo que perciben peajes que son regulados por Osinergmin en base a sus costos de inversión, operación y mantenimiento.

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2.5. EN EL EMPLEO NACIONAL La actividad del sector eléctrico requiere de un alto componente de capital y las labores de operación, mantenimiento y gestión de la infraestructura del sector, requieren de mano de obra calificada. El empleo directo demandado por el sector eléctrico mostró un incremento sostenido en la última década, creció a una tasa promedio anual de 4,3%. Este crecimiento está ligado a los mayores requerimientos de personal asociados a la nueva infraestructura, así como a la gestión operativa y comercial requerida por las empresas del sector. Se estimada que el número de trabajadores en el sector eléctrico alcanzó 8 541 trabajadores en 2014 (ver Gráfico N° 16). A nivel de segmento, distribución emplea al 57% de la mano de obra del sector, mientras que la generación y transmisión 37% y 6%, respectivamente. Cabe resaltar, que el sector genera encadenamientos al requerir la provisión de bienes y servicios de parte de otras actividades, generando así un impacto positivo superior al de promover empleo indirecto. Gráfico N° 16: Evolución del número de trabajadores de empresas en operación del sector

eléctrico, 2005-2014

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM).

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3. MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA En la presente sección se analiza la estructura del mercado eléctrico el cual está compuesto por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los Sistemas Aislados (SSAA). El mercado eléctrico, mediante el funcionamiento coordinado de los diversos agentes que están involucrados en los segmentos de la cadena de valor de la industria eléctrica (generación, transmisión y distribución) abastece a los usuarios conectados a las redes eléctricas. Los agentes interactúan en un mercado que se encuentra dentro de un marco institucional normado y fiscalizado por instituciones autónomas e independientes. El sector eléctrico es una industria conformada por el parque de generación de energía, el sistema de redes de transmisión y distribución. Cabe resaltar que la necesidad de la expansión de la oferta debe ajustarse al crecimiento de la demanda. En la actualidad, el sector eléctrico nacional es capaz de abastecer a los consumidores finales de forma eficiente y con altos niveles de seguridad de suministro porque se dispone de un margen de reserva importante.

Plaza de Armas Cusco - Perú

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3.1. SITUACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO PERUANO En 2014, el consumo de energía eléctrica per cápita ascendió a aproximadamente 1 293 kW.h (ver Cuadro N° 3). Este es un nivel relativamente bajo comparado con el resto de países de la región. Sin embargo, también refleja un espacio potencial para el crecimiento del sector eléctrico. En el mercado eléctrico, que incluye al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y sistemas aislados), la producción ascendió a 42 846 GW.h y las ventas a usuarios finales alcanzaron 37 717 GW.h, y el factor de pérdidas implícito del mercado fue 14%. La infraestructura de generación para abastecer al mercado eléctrico consistió en una capacidad instalada de 9 739 MW, con 50% de unidades que aprovechan recursos renovables como el agua, la energía eólica, solar y la biomasa. De esta capacidad instalada del mercado eléctrico, la potencia efectiva del SEIN ascendió a 8 908 MW. Considerando que la máxima demanda simultánea del SEIN fue 5 737 MW, el margen de reserva se estimó en 48%. En el caso de la infraestructura de transmisión, 21 589 km de líneas componen la red que transmite energía a todos los usuarios del mercado eléctrico, quienes ascienden a 6.4 millones (de los cuales, 299 se clasifican como clientes libres).

Cuadro N° 3: Indicadores seleccionados del mercado eléctrico, 2014

Consumo per cápita (kWh) 1 299

Producción (GWh) 42 846Hidráulica 20 704Térmica 20 549RER (solar/eólica) 457

Consumo (GWh) 40 031Factor de Pérdidas (%) 7%

Potencia Instalada (MW) 9 739Hidráulica 3 558Térmica 5 942RER (solar/eólica) 239

Potencia Efectiva (MW) 9 083Máxima Demanda (MW) 5 737Margen de Reserva (%) 40%

Longitud de Redes (km) 21 589

N° de Usuarios (miles) 6 432,7Regulados 6 432,4Libres 0,29

Información a 2014

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.

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3.1.1. ESTRUCTURA DEL MERCADO ELÉCTRICO El mercado eléctrico peruano involucra el desarrollo de tres grandes actividades para la provisión de energía eléctrica al usuario final: generación, transmisión y distribución (ver Gráfico N° 17). La energía eléctrica se produce con diferentes tecnologías y recursos. Así, en la actualidad operan diversas centrales hidroeléctricas, termoeléctricas, eólicas y solares; las cuales aportan en diferente proporción al abastecimiento de los usuarios finales. La actividad de generación es competitiva ya que no existen barreras para la entrada de nuevos competidores al mercado, sin embargo, aquellas centrales que cuenten con los mayores niveles de eficiencia en términos de costos operativos, serán las que produzcan energía de forma prioritaria. Asimismo, el Estado ha propiciado diversos mecanismos que promueven la inversión en proyectos de generación, los cuales son considerados relevantes para la diversificación de la matriz energética nacional, asegurando el suministro futuro de electricidad para los usuarios del sistema. Los usuarios se dividen en dos grupos: usuarios regulados y usuarios libres. Los primeros son aquellos usuarios que, por su bajo nivel relativo de consumo eléctrico, no pueden ser abastecidos en condiciones de competencia. Así, los usuarios regulados sólo pueden recibir servicio eléctrico, provisionado por la empresa distribuidora que cuenta con la concesión en el área de residencia o actividad del usuario. Este servicio se encuentra regulado por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (Osinergmin). Por otro lado, los usuarios libres son aquellos que, por su nivel de consumo, se considera que pueden ser abastecidos en condiciones de competencia y pueden optar por el suministro de una empresa distribuidora o directamente de un generador. Ésta última opción es la más usada por los grandes usuarios libres.

Gráfico N° 17: Interacciones de los agentes en el Mercado Eléctrico

Generadoras

Transmisoras Distribuidoras Usuarios Finales

Usuarios Regulados ( 2,500 kW)

Compra intermedia por Licitación 

(precio regulado)

200 kW > puede escoger régimen 

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Asimismo, los proyectos de transmisión son concesionados a empresas privadas con amplia experiencia internacional en la operación de redes, teniendo la responsabilidad de construir, operar y mantener la infraestructura de transmisión por el plazo estipulado en los contratos de concesión. La actividad de distribución consiste en la operación y mantenimiento de las redes de media y baja tensión que permiten suministrar electricidad a usuarios finales de determinadas zonas geográficas, así como las actividades de comercialización asociadas a la provisión del servicio eléctrico (facturación, atención al usuario, etc.). Se considera que ésta actividad es un monopolio natural ya que las empresas distribuidoras tienen concesión exclusiva dentro de los límites de su área de suministro. Los grandes usuarios libres principalmente contratan directamente con generadores, dado que el consumo de energía y sus transacciones se dan a una escala superior a la realizada por las distribuidoras. Así, se considera que los generadores son comercializadores mayoristas de energía eléctrica, mientras que las distribuidoras serían comercializadores minoristas. Las interacciones de los agentes se dan en tres principales mercados donde existe transacciones de energía y potencia. En primer lugar, se encuentra el mercado de contratos de negociación bilateral entre generadores y distribuidores y/o usuarios libres. En este mercado, los precios de energía y potencia, así como las condiciones comerciales, se establecen por negociación entre los agentes por lo que se denominan precios libres. En segundo lugar, en el mercado de contratos los precios de la energía son obtenidos mediante licitación, donde intervienen generadores y distribuidoras que adquieren energía para abastecer a los usuarios regulados de su zona de concesión, mientras que el precio de potencia es el establecido por el organismo regulador (Osinergmin). Finalmente, en el mercado de corto plazo es donde se realizan las transferencias de energía y potencia entre generadores. Estas se encuentran valorizadas al costo marginal de corto plazo y al precio de potencia regulado, respectivamente. Las transferencias se originan a partir de los desbalances entre la producción real de los generadores y la demanda de los usuarios con los cuales han establecido contratos de suministro. Así, aquellas empresas con una producción superior a la demandada por sus clientes se configuran como vendedoras netas, mientras que en el caso contrario se les considerará compradoras netas.

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3.1.2. INSTITUCIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO Las principales instituciones que intervienen en el sector eléctrico peruano se presentan en el siguiente gráfico (ver Gráfico N° 18):

Gráfico N° 18: Principales Instituciones Participantes en el Sector Eléctrico

Sector eléctrico peruano

Generación Transmisión Distribución

Rol normativo, promotor y concedente

Rol promotor

Rol regulador, fiscalizador y coordinador

Rol Normativo y Promotor: a) Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Responsable de establecer la política general del sector, regular el otorgamiento, terminación o caducidad de autorizaciones y concesiones para el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad, entre otras. El MEM creó diversas direcciones para la implementación de sus funciones: la Dirección General de Electricidad, la Dirección General de Eficiencia Energética, la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos y la Dirección General de Electrificación Rural.

b) Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Proinversión)

Agencia encargada de la promoción de la inversión privada y de conducir las licitaciones o los concursos públicos de proyectos integrales en las actividades del sector eléctrico. Rol Regulador, Fiscalizador y Coordinador: c) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minas (Osinergmin)

A cargo de velar por el cumplimiento de la normativa aplicable al sector, sancionar a quienes la incumplan, regular las tarifas eléctricas y elaborar los reglamentos y procedimientos complementarios a las normas del Ministerio de Energía y Minas. A partir de 2001, la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) se incorporó al Osinergmin creándose la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) con todas sus funciones, incluyendo la fijación de las tarifas reguladas y las licitaciones de generación con recursos energéticos renovables (RER).

29  

d) Ministerio del Ambiente (MINAM)

Creado en mayo de 2008, como organismo rector del sector ambiental. Ciertas funciones relativas al sector ambiental son realizadas por la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos del MEM. e) Autoridad Nacional del Agua (ANA)

Creada en marzo del 2008, como ente rector y máxima autoridad técnico-normativa del sistema nacional de gestión de los recursos hídricos. f) Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual

(Indecopi)

Entidad encargada de velar por la competencia en el país, promoviendo el funcionamiento del mercado y defendiendo los derechos de los consumidores. Indecopi es responsable de velar por el cumplimiento de la ley antimonopolio y antioligopolio del sector eléctrico. g) Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

Entidad privada integrada por generadores, transmisores, distribuidores y clientes libres, que se encarga de la planificación y coordinación de la operación del SEIN al mínimo costo para garantizar la seguridad del suministro eléctrico. Asimismo, planifica el desarrollo de la transmisión del SEIN y determina y valoriza las transferencias de energía y potencia entre generadores. Las principales funciones del COES son: elaborar el Plan de Transmisión, planificar la operación del SEIN, diseñar y ejecutar los procedimientos en materia de operación del SEIN, y administrar y asegurar la competencia del mercado de corto plazo.

30  

3.1.3. BALANCE OFERTA DEMANDA Los sistemas eléctricos requieren la suficiente oferta disponible para abastecer continuamente la demanda evitando el racionamiento. Para mitigar ese riesgo, los sistemas eléctricos deben contar con un margen de reserva que les permita operar con un nivel de seguridad suficiente para enfrentar cualquier contingencia operativa. El margen de reserva del SEIN se ha recuperado después de alcanzar su punto más bajo de la última década en 2008, estimado en 19% (ver Gráfico N° 19). La oferta de generación ha crecido favorecida por el acceso al gas natural en la costa central del país. De este modo se ha configurado un centro energético en el distrito de Chilca, donde operan importantes empresas. A partir de 2009, hubo una mayor expansión de infraestructura de generación, principalmente de centrales termoeléctricas que utilizan el gas natural de Camisea (se destaca la puesta en operación comercial de la C.T. Chilca de Fenix Power en 2014). El crecimiento de la demanda fue impulsado por el mayor dinamismo de los clientes libres (en particular, del sector minero) y el progresivo crecimiento del consumo de los hogares en función de sus mejores ingresos y equipamiento; y la incorporación de nuevos usuarios al sistema. De este modo, la oferta y la máxima demanda crecieron a tasas promedio anual de 6,5% y 6,2% entre 2004 - 2014, respectivamente. Así, el margen de reserva del SEIN ascendió a 40% en 2014.

Gráfico N° 19: Balance de oferta y demanda del SEIN, 2004-2014 (MW)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Margen de R

eserva (%)

MW

Potencia Efectiva SEIN

Máxima Demanda SEIN

Margen de Reserva (eje derecho)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.

31  

3.1.4. COSTO MARGINAL Y TARIFA EN BARRA El promedio del costo marginal de corto plazo fue S/. 69,7 por MW.h en 2014, lo cual representó una disminución de 3,8% respecto al promedio de 2013 (ver Gráfico N° 20). Esta caída es explicada por la mayor oferta hidroeléctrica y RER en las zonas norte y sur, lo cual permitió reducir los requerimientos de generación local en base a derivados de petróleo (limitadas a eventos de interrupción o emergencia). Asimismo, la operación a plena capacidad de las centrales de ciclo combinado con uso de gas natural ha permitido mantener los costos de operación en niveles relativamente estables y ha incrementado la capacidad de exportación de la zona centro para aliviar los déficits experimentados por las zonas norte y sur en épocas de estiaje. En 2008, la generación hidroeléctrica en diversas zonas del país se redujo por un estiaje particularmente seco, llevando el costo marginal a un pico de S/. 664,4 por MW.h debido a la necesidad de incrementar la producción termoeléctrica en base a derivados de petróleo. Esta situación llevó al Estado a tomar medidas para reducir la excesiva volatilidad del precio del mercado de corto plazo. Por ello, a través del DU N° 049-2008 se estableció el uso del costo marginal idealizado para las transacciones en el mercado de corto plazo y para propósitos de la programación de la operación del sistema. El costo marginal idealizado asume que la operación del sistema no cuenta con restricciones de transmisión ni de suministro de gas natural. Así, el precio experimentó una caída significativa y una reducción en su varianza. El DU N° 049-2008 también redujo el riesgo transaccional para abastecer a sus usuarios. De este modo, las generadoras pudieron ofrecer mejores precios por la energía.

Gráfico N° 20: Costo marginal de corto plazo y tarifa en barra, 2006-2014

Fuente: Ministerio de Energía y Minas.

Por otro lado, la tarifa en barra mostró un comportamiento estable en el período de análisis (ver Gráfico N° 21). En 2014, el promedio de ésta fue S/. 116,3 por MW.h, es decir, se incrementó en 6,4% con respecto al promedio de 2013 y fue 17,8% superior al promedio de los últimos diez años, (S/. 98,8 por MW.h). El incremento experimentado por la tarifa en barra en los últimos años ha respondido a la incorporación de cargos asociados a la seguridad energética al peaje de transmisión, como es el caso del cargo por Reservas Frías y los costos variables adicionales en que incurren las unidades de generación respecto del costo marginal idealizado (CVOA-CMg); el incremento de los peajes asociados a las nuevas líneas parte del Sistema Garantizado de Transmisión; los cargos por primas para la generación RER; y, finalmente, la actualización de los costos de generación, en particular, los asociados al abastecimiento de gas natural de Camisea por parte de las centrales generadoras.

32  

Gráfico N° 21: Componentes de la tarifa en barra, 2006-2014

Fuente: Osinergmin.

Además, con la entrada en vigencia de los contratos de largo plazo para el suministro de las empresas de distribución, el precio cobrado efectivamente al usuario se denomina Precio a Nivel de Generación (PNG). Este precio es el resultado de ponderar los precios de los contratos de largo plazo y los precios de los contratos bilaterales (valorizados a tarifa en barra) en base a la energía vendida a las distribuidoras mediante cada tipo de suministro. Así, el PNG registra niveles distintos a la tarifa en barra como reflejo de la actualización de los precios de los contratos de largo plazo.

33  

3.1.5. ANÁLISIS FINANCIERO DEL SECTOR ELÉCTRICO El presente análisis corresponde a las 19 empresas del sector eléctrico que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL): 9 generadoras, 8 distribuidoras y 2 transmisoras. Dado que la transparencia del mercado es una condición fundamental para el adecuado funcionamiento del mercado de valores, las empresas que listan en la BVL están obligadas a informar al mercado mediante estados financieros, memorias, hechos importantes, entre otros. Por lo tanto, la información financiera analizada en la presente subsección corresponde a las empresas subsector eléctrico que informan a la BVL. Asimismo, el análisis financiero realizado aquí difiere del análisis y procesamiento de la información económica financiera de las empresas del sector eléctrico que realiza trimestralmente Osinergmin en el marco establecido en el artículo 59° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, debido a que se basa en una muestra representativa, en términos de dimensiones (infraestructura, activos, etc.) de las empresas del sector eléctrico. El grupo de las 19 empresas que lista en la BVL opera 73% de la potencia instalada de generación, 53% de la longitud total de las redes de transmisión en alta y muy alta tensión y abastece a 70% de los usuarios finales del SEIN en 2014. Además, estas empresas son las más importantes en sus respectivos segmentos, porque sus activos ascendieron a US$ 11 363 millones en 2014, es decir, poseen casi el 80% de los activos totales del sector. 3.1.5.1. GENERACIÓN A nivel agregado, 55% de los activos de generación están financiados por capital propio y se cuenta con un ratio de apalancamiento (pasivos/patrimonio) cercano a 0,8 veces. Además, la deuda neta creció en 10,4% durante el año (ver Cuadro N° 4). Entre las empresas más importantes del Estado peruano se encuentra Electroperú. En 2014, sus pasivos son de alrededor de 22% su activo y registró incrementos superiores a 20% en efectivo, con lo cual ha reducido significativamente sus niveles de deuda neta. Las empresas generadoras privadas muestran niveles de endeudamiento superiores, pero saludables. Estos se encuentran asociados a la ejecución de diversos proyectos de inversión. Esto se puede apreciar en el caso de Enersur, que viene construyendo la central hidroeléctrica Quitaracsa (112 MW) y la central térmica Ilo (735 MW); y Kallpa, que compró la central térmica Las Flores (193 MW) a Duke Energy en el primer semestre de 2014. Los niveles de apalancamiento de Kallpa son superiores que el promedio del segmento. Además, su liquidez ha disminuido con respecto al 2013. No obstante, esta situación será transitoria, porque la ampliación de la capacidad de transporte del gasoducto de TGP en 2016 viabilizará el ciclo combinado de Las Flores (actualmente opera en ciclo simple). Por consiguiente, Kallpa tiene un alto potencial de crecimiento en el mediano plazo.

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Cuadro N° 4: Resumen del balance general de las empresas de generación que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), al 31/12/2014 (US$ MM)

Corr. No Corr. Totales Corto P. Largo P. 2014 2013 2014 2013

Enersur 11% 89% 1 724 15% 42% 43% 1,34 1,38 787 708

Edegel 13% 87% 1 550 10% 30% 60% 0,67 0,75 202 216

Electroperú 25% 75% 1 281 5% 17% 79% 0,27 0,27 -264 -218

Kallpa 12% 88% 730 21% 56% 23% 3,26 3,17 428 351

Duke Energy 21% 79% 364 9% 35% 57% 0,77 0,84 25 -45

Eepsa 34% 66% 203 10% 40% 50% 1,00 1,20 45 76

San Gabán 19% 81% 153 6% 13% 81% 0,23 0,38 0 13

Egesur 33% 67% 56 5% 10% 86% 0,17 0,18 -11 -7

Shougang 76% 24% 56 23% 6% 71% 0,41 0,34 -38 -31

Generación 17% 83% 6 117 12% 34% 55% 0,82 0,84 1 174 1 063

EmpresaActivos

PatrimonioPasivos/Patrimonio Deuda NetaPasivos totales

Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV). Las ventas de la muestra de generadoras ascendieron a US$ 2 268 millones correspondiente a las entregas de energía y potencia a través de contratos de suministro con distribuidoras (de corto y largo plazo) y clientes libres (ver Cuadro N° 5). Las ventas registraron un crecimiento de 1% con respecto a 2013, debido a los menores precios de energía en los nuevos contratos libres o su renegociación a la baja en algunos contratos vigentes. Aun así, el EBITDA del segmento de generación creció 4% que en la mayoría de los casos se debió a la reducción de costos provenientes de la adquisición de energía en el mercado spot. Así, el margen EBITDA alcanzó 49,3%, el más alto de la industria. Las únicas empresas que han registrado caídas son Duke Energy y Egesur. La primera vendió la central térmica Las Flores a Kallpa durante el primer semestre de 2014, con lo cual dejó de percibir los ingresos asociados a la operación de la central y la depreciación del año. Por otro lado, la empresa pública Egesur pagó la penalidad reconocida en laudo arbitral a favor de la constructora Ceba S.A., resultante de la controversia suscitada por la terminación del contrato de construcción de la conversión a GN de la central térmica Independencia (23 MW). Por otro lado, Eepsa, empresa subsidiaria de la italiana Enel, adquiere la energía necesaria para cubrir la demanda de sus contratos de concesión del mercado spot. Por ello, la caída del precio en este mercado incrementó su EBITDA en 59%. Las empresas del segmento que listan en la BVL y que han mostrado mayores niveles de rentabilidad con respecto a sus activos (ROA), son aquellas que cuentan con mayor generación hidroeléctrica: Duke Energy, Electroperú y San Gabán; o que cuentan con un portafolio de generación diversificado: Edegel (consolidado con Chinango) y Enersur. Estas empresas cuentan con mayores márgenes comerciales gracias a los bajos costos variables asociados a su porción de producción hidroeléctrica. En el caso del ROE, el alto nivel de rentabilidad reportado por Kallpa responde al nivel de apalancamiento de la empresa.

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Cuadro N° 5: Resumen del estado de pérdidas y ganancias de las empresas de generación que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), 2014 (US$ MM)

ROA(2) ROE(3)

Enersur 619 1% 287 6% 46,4% 8,0% 18,7%

Edegel 599 13% 322 6% 53,8% 11,3% 18,9%

Electroperú 359 -7% 227 5% 63,4% 13,0% 16,1%

Kallpa 437 11% 157 10% 35,9% 7,3% 31,0%

Duke Energy 131 -8% 74 -10% 56,3% 14,5% 25,7%

Eepsa 89 7% 41 59% 46,1% 7,6% 15,1%

San Gabán 44 -25% 26 14% 59,1% 10,8% 13,3%

Egesur 17 -7% 4 -27% 24,9% 4,5% 5,3%

Shougang 33 5% 10 25% 29,7% 11,7% 16,5%

Generación 2 268 1% 1 119 4% 49,3% 10,3% 17,4%

Empresa Ventas Var. Anual(%) EBITDA(1) Var. Anual

(%)EBITDA(1)/

Ventas

Ratios de Rentabilidad

(1) EBITDA: Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones). (2) ROA: Return On Assets (tasa de retorno producida sobre el activo). (3) ROE: Return On Equity (tasa de retorno producida sobre el patrimonio).

Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV). 3.1.5.2. TRANSMISIÓN El financiamiento de los activos del sector varía por segmento. En el caso de transmisión sólo 35% corresponde al capital propio y ambas empresas que listan en la BVL registran altos niveles de deuda financiera de largo plazo (ver Cuadro N° 6). Esta última, la componen principalmente los bonos emitidos en el mercado de capitales local. El ratio pasivos/patrimonio se mantuvo constante en 1,9, el más alto de la industria. Además, la deuda neta asciende a US$ 733 millones, 12% mayor a la del 2013. Este crecimiento está asociado a la inversión en ampliaciones, construcción de nuevas líneas y mejoras en el equipamiento. Asimismo, ambas empresas registran niveles saludables de liquidez para honrar sus pasivos de corto plazo. Además, el costo de la deuda de largo plazo se mantiene competitivo. De acuerdo a los contratos firmados en la concesión de las líneas del sistema, el alto nivel de apalancamiento no representara un riesgo para los acreedores ya que el negocio de transmisión cuenta con un flujo de caja estable que permite remunerar los costos de capital, operacionales y de mantenimiento.

Cuadro N° 6: Resumen del balance general de las empresas de transmisión que listan en la

Bolsa de Valores de Lima (BVL), al 31/12/2014 (US$ MM)

Corr. No Corr. Total Corto P. Largo P. 2014 2013 2014 2013Transmantaro 7% 93% 952 3% 64% 33% 2,02 1,97 541 488REP 13% 87% 520 7% 55% 37% 1,69 1,79 192 165Transmisión 9% 91% 1 472 5% 61% 35% 1,90 1,90 733 653

Deuda NetaEmpresa

Activos Pasivos totalesPatrimonio

Pasivos/Patrimonio

Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV). La empresa Transmantaro registró un crecimiento de 12% en sus ingresos por actividades ordinarias (peajes y servicios a terceros). Aquello está asociado a la puesta en operación comercial de nuevas líneas de transmisión entre 2013 y 2014, para las cuales se le reconocen

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ingresos mediante la regulación tarifaria (ver Cuadro N° 7). REP por su parte registró un crecimiento de sus ingresos de 24%, gracias a la ampliación de sus redes de alta tensión y a la ejecución de servicios de transmisión a empresas privadas con nuevas operaciones. Al reducir sus costos de ventas en 9%, REP ha registrado el mayor incremento en EBITDA y el mejor nivel de rentabilidad respecto a activos (ROA). Por lo anterior y por su nivel de apalancamiento, el ROE de la empresa asciende a 16,3%. Cuadro N° 7: Resumen del estado de pérdidas y ganancias de las empresas de transmisión

que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), 2014 (US$ MM)

ROA(2) ROE(3)

Transmantaro 191 12% 75 3% 39,2% 2,4% 7,3%

REP 133 7% 79 30% 59,6% 6,0% 16,3%

Transmisión 324 10% 154 15% 47,5% 1,9% 5,4%

Ratios de RentabilidadEmpresa Ventas

Var. Anual(%) EBITDA

(1) Var. Anual(%)

EBITDA(1)/Ventas

(1) EBITDA: Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones). (2) ROA: Return On Assets (tasa de retorno producida sobre el activo). (3) ROE: Return On Equity (tasa de retorno producida sobre el patrimonio).

Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV).

3.1.5.3. DISTRIBUCIÓN En el segmento de distribución, Luz del Sur (consolidado con Edecañete) y Edelnor cuentan con el 67% de los activos de la muestra de empresas (ver Cuadro N° 8) y atienden la demanda de la principal ciudad del Perú: Lima. La alta densidad poblacional, así como el mayor consumo por usuario ha facilitado que ambas empresas lleven a cabo importantes inversiones para mejorar la calidad del suministro. En 2014, 36% de sus activos han sido financiados mediante deuda de corto y largo plazo. Ambas empresas han recurrido activamente a la colocación de bonos en el mercado local. La deuda neta de ambas empresas se ha incrementado en 17% durante el año. En el caso de Luz del Sur el crédito se utilizó para la ejecución del proyecto hidroeléctrico Santa Teresa (98 MW). Edelnor, por su parte, viene realizando labores de ampliación y renovación de sus redes de media y baja tensión; y la construcción de una nueva subestación en Carabayllo. Por otro lado, los niveles de inversión de las empresas públicas han sido relativamente bajos en los últimos años. Las limitaciones que existen para su endeudamiento explica, en parte, la diferencia con respecto a sus pares privados. Así, la falta de inversión de estas empresas explica sus altos niveles de liquidez. Casi la totalidad de los pasivos están compuestos por cuentas por pagar y su ratio pasivos/patrimonio se ha mantenido relativamente constante. Hidrandina y Seal son las únicas empresas públicas de la muestra que han incrementado su deuda, la cual se ha destinado a financiar capital de trabajo e inversiones menores. El Estado se encuentra trabajando en mejoras al marco normativo que faciliten el endeudamiento de largo plazo para este grupo de empresas, para que puedan financiar sus inversiones.

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Cuadro N° 8: Resumen del balance general de las empresas de distribución que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), al 31/12/2014 (US$ MM)

Corr. No Corr. Total Corto P. Largo P. 2014 2013 2014 2013

Luz del Sur 12% 88% 1 308 15% 40% 46% 1,20 1,17 459 389

Edelnor 18% 82% 1 203 23% 38% 39% 1,56 1,48 335 290

Hidrandina 10% 90% 469 19% 9% 72% 0,38 0,41 20 16

Electro Sur Este 19% 81% 256 10% 3% 87% 0,15 0,15 -22 -21

Electro Dunas 14% 86% 162 18% 25% 57% 0,75 0,64 25 20

SEAL 26% 74% 156 18% 5% 77% 0,30 0,30 3 1

Electro Puno 26% 74% 134 9% 13% 78% 0,29 0,41 -20 -18

Electrosur 22% 78% 87 15% 16% 69% 0,44 0,51 -10 -4

Distribución 15% 85% 3 775 18% 29% 53% 0,88 0,86 790 673

PatrimonioDeuda NetaPasivos/Patrimonio

EmpresaActivos Pasivos totales

Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV).

El valor de las ventas de las empresas de la muestra ascendió a US$ 2 433 millones y experimentaron un crecimiento de 13% en 2014 (ver Cuadro N° 9), el mayor de la industria. Esto se encuentra asociado al desempeño de las ventas de energía en el mercado regulado. Asimismo, la regulación tarifaria del VAD para 2014 incrementó el peaje de distribución en redes de baja tensión, con un impacto mayor para los usuarios de sectores típicos 2, 3, 4, 5 y 6 (es decir, fuera de Lima). Aquello explica los mayores crecimientos de EBITDA reportados por empresas como Electro Puno, Hidrandina y Seal. Cabe resaltar que Luz del Sur ha registrado un crecimiento importante en su nivel de ventas gracias a la regulación tarifaria mencionada previamente, al mayor consumo de energía de sus usuarios regulados y libres y al crecimiento del precio medio por usuario. Cuadro N° 9: Resumen del estado de pérdidas y ganancias de las empresas de distribución

que listan en la Bolsa de Valores de Lima (BVL), 2014 (US$ MM)

ROA ROE

Luz del Sur 898 16% 221 12% 24,6% 10,6% 23,4%

Edelnor 834 6% 208 1% 24,9% 8,6% 22,0%

Hidrandina 251 18% 51 30% 20,5% 4,8% 6,6%

SEAL 138 20% 28 25% 20,5% 9,1% 11,8%

Electro Sur Este 105 18% 26 12% 24,8% 4,3% 4,9%

Electro Dunas 101 19% 20 13% 20,2% 5,0% 8,8%

Electro Puno 53 17% 8 48% 14,2% 4,2% 5,3%

Electrosur 52 25% 8 5% 14,5% 5,6% 8,1%

Distribución 2 433 13% 570 10% 23,4% 8,0% 15,4%

Var. Anual

(%)

Var. Anual

(%)

Ratios de RentabilidadEmpresa Ventas EBITDA* EBITDA/Ventas

(1) EBITDA: Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones). (2) ROA: Return On Assets (tasa de retorno producida sobre el activo). (3) ROE: Return On Equity (tasa de retorno producida sobre el patrimonio).

Fuente: Información financiera auditada, Superintendencia del Mercado de Valores (SMV).

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4. ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA En 2014, la expansión del sector eléctrico ha continuado en línea con los requerimientos actuales y futuros de la demanda nacional. Esto se ha evidenciado en el crecimiento de la generación eléctrica mediante recursos energéticos eficientes y limpios, como son los recursos hídricos, el gas natural, y, cada vez con mayor relevancia, los recursos energéticos renovables (RER). Cabe resaltar, que el abastecimiento de la máxima demanda al 2014 se realizó sin utilizar combustibles más contaminantes como los derivados de petróleo y carbón. En el caso del sistema de transmisión, la expansión de las redes de alta tensión, con una mayor presencia de líneas a 500 kV en los enlaces centro-norte y centro-sur, ha permitido el incremento de la capacidad de transmisión hacia las diferentes áreas del país. Así, en 2014 el factor de pérdidas de transmisión mostró una reducción con respecto a lo registrado en 2013. No obstante, aún se vienen realizando inversiones importantes en el segmento, lo cual permitirá mejorar la eficiencia operativa del sistema de transmisión, en beneficio de los usuarios. La actividad de distribución por su parte ha seguido incrementando sus ventas a clientes regulados, en 2014 éstas crecieron 4,8%, evidenciando un sólido crecimiento del consumo interno, mayor equipamiento de los hogares y mayor cobertura eléctrica.

C.H. San Gabán (110 MW) – Puno - Perú

39  

4.1. GENERACIÓN 4.1.1. INFRAESTRUCTURA DE GENERACIÓN La capacidad del sector eléctrico a nivel nacional incluye el parque de centrales de generación que abastecen al mercado eléctrico (SEIN y SSAA) y las que generan energía para uso propio de empresas. Al 2014, dicha capacidad instalada alcanzó los 11 203 MW al 2014 (ver Gráfico N° 22). En el periodo 2004-2014, la potencia instalada nacional creció a una tasa promedio anual de 6,1%, siendo el ritmo de expansión de la capacidad para abastecer el mercado eléctrico de 6,4% anual. La capacidad destinada a uso propio tuvo un crecimiento promedio anual fue de 4,1% en dicho período. En el 2014, 87% de la potencia instalada nacional, 9 739 MW, se destinó al abastecimiento de los consumidores del mercado eléctrico, mientras el 13% restante corresponde a las empresas que generan para su propio uso. En el caso de la potencia instalada destinada a uso propio, el crecimiento se ha basado en la necesidad de cubrir los requerimientos energéticos de industrias con operaciones en zonas remotas, aquellas con suficiencia de recursos para generar su propia electricidad y en menor porcentaje por aquellas con deficiente o nula conectividad al sistema interconectado nacional. Sin embargo, en la actualidad la expansión y reforzamiento de las redes ha permitido a diversas empresas optar por dar de baja sus instalaciones o mantenerlas como equipos de emergencia al tener una alternativa competitiva en el mercado eléctrico para el suministro continuo, registrándose así una caída de 1% en 2014. Gráfico N° 22: Potencia instalada del sector eléctrico nacional por mercado eléctrico y uso

propio, 2004-2014 (MW)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM).

En la última década ha sido relevante el suministro de gas natural de Camisea hacia la costa central peruana, ya que ha posibilitado la expansión de la oferta de generación mediante centrales de gran capacidad y con tecnologías de mayor eficiencia térmica (como es el ciclo combinado) y con menor impacto ambiental que los derivados de petróleo y/o el carbón. En este sentido, la capacidad termoeléctrica destinada al mercado eléctrico creció a una tasa promedio anual de 11%, mientras que la capacidad hidroeléctrica creció a una tasa de 1,3%. Así, contar con un parque generador con importante capacidad termoeléctrica en base a gas natural tiene el beneficio de disminuir el riesgo hidrológico del sistema sin afectar la eficiencia relativa del mismo.

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Desde 2008, el Estado ha realizado un esfuerzo importante en la promoción de las tecnologías que aprovechen los recursos energéticos renovables (RER): solar, eólico, biomasa, geotérmico e hídrico (centrales hidroeléctricas con potencia no mayor a 20 MW). Así, en 2014, 32 centrales RER han iniciado operaciones comerciales, cuya potencia instalada total fue de aproximadamente 517 MW, es decir, 5,3% de la potencia instalada total en el mercado eléctrico (ver Gráfico N° 23). En los próximos años se espera el ingreso en operación de diversas centrales hidroeléctricas pequeñas y eólicas, en línea con las adjudicaciones realizadas en las tres primeras subastas RER.

Gráfico N° 23: Potencia instalada del mercado eléctrico por tipo de tecnología, 2005 - 2014 (MW)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM).

En 2014, ingresaron al SEIN aproximadamente 674 MW de nueva potencia efectiva, en la cual destacan por su dimensión, la entrada en operación de la segunda etapa de C.T. Fénix y la C.H. Huanza (ver Cuadr