Plan Referencial 2003

PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2003-2012

INDICEResumen Ejecutivo 1. INTRODUCCIN 2. SITUACIN ACTUAL 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 Evolucin macroeconmica en el 2003 Privatizacin y concesiones Inversiones Variables tcnicas del subsector elctrico Descripcin del negocio elctrico 2 17 20 20 28 30 33 45 49 72 72 74 76 78 83 87 94 119 126 147 152 172 174 175 190

3. SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL : PROYECCIONES 4. SISTEMAS AISLADOS MAYORES 4.1 4.2 4.3 4.4 Sistema Elctrico Iquitos Sistema Elctrico Puerto Maldonado Sistema Elctrico Tarapoto-Moyobamba-Bellavista Sistema Elctrico Jan-Bagua

5. INTERCONEXIONES ELCTRICAS INTERNACIONALES 6. INVERSIONES 7. ANEXOS 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 Metodologa de las proyecciones Fichas de proyectos hidrulicos Fichas de proyectos trmicos Fichas de proyectos de transmisin Mapa del sistema elctrico peruano Diagrama unifilar del SEIN Cuencas hidrogrficas del SEIN

8. MARCO LEGAL

MINISTERIO DE ENERGA Y MINAS

RESUMEN EJECUTIVO

1. SITUACIN ACTUAL DEL SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) A fines del ao 2003 la potencia instalada en el SEIN fue 5 013 MW, de los cuales el 57,61 % eran de origen hidrulico y 42,39 % trmico. Por otro lado, la mxima demanda del SEIN en dicho ao fue 2 965 MW y la produccin de energa elctrica 20 999 GW.h, mayoritariamente de origen hidrulico (85,8 %). El proyecto central hidroelctrica de Yuncn (130 MW) y la conversin de la central trmica de Ventanilla a ciclo combinado con un incremento de capacidad de 73 MW garantizarn la cobertura de la demanda en el corto plazo (2003-2006) en el SEIN. La demanda del SEIN est concentrada aproximadamente en un 49,5% en el departamento de Lima y los principales centros de generacin estn ubicados en la zona centro del pas que transportan la energa hacia Lima mediante lneas de 220 kV de ms de 200 km de longitud. Actualmente en esta parte del SEIN se originan problemas de confiabilidad y de congestin; sin embargo, con la llegada del gas natural a Lima y con el incremento de la oferta elctrica ubicada en esta rea aminorarn parte de los problemas asociados al transporte de energa hacia Lima. 2. ESTUDIO DE LA DEMANDA DEL SEIN

Las tasas anuales de crecimiento consideradas en la proyeccin de la demanda de potencia y energa en el perodo 2003-2012, para un escenario medio (base), son 3,63 % y 4,12 %, respectivamente. La energa y mxima demanda de potencia en el ao 2002 fueron 19 659 GW.h y 2 909 MW, respectivamente. Los valores de dichas variables en el ao horizonte (2012) para el escenario medio son 29 440 GW.h y 4 157 MW, respectivamente. Esto significa un crecimiento anual promedio de la demanda de potencia de 113,5 MW y de 889,2 GW.h. en energa Las tasas anuales de crecimiento para la energa y demanda de potencia en el escenario pesimista consideradas en el estudio son 3,12% y 3,08%, respectivamente; para el escenario optimista, dichas tasas anuales de crecimiento son de 6,24 % para la energa y 5,38% para la potencia (Ver cuadro N RE 01).CUADRO N RE 01 TASA DE CRECIMIENTO ANUAL (%) PERIODO 2003-2012

Rubro/Escenario Energa Potencia

Pesimista 3,12 3,08

Medio 4,12 3,63

Optimista 6,24 5,38

PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2003

2


3.

EXPANSIN DE LA GENERACIN DEL SEIN

Del balance de potencia para los escenarios de demanda pesimista y media se concluye que el SEIN tendr suficiente capacidad de generacin hasta el ao 2007, pudiendo presentarse dficit a partir del ao 2008 de no realizarse nuevas obras de generacin. Para el caso del escenario optimista, el SEIN tendr suficiente reserva de oferta slo hasta el ao 2006. Se ha analizado el plan de expansin de la generacin en el SEIN bajo dos escenarios. El primero considera equipamiento trmico a base de gas natural de Camisea y el segundo incluye, adems de centrales trmicas a base de gas natural, centrales hidroelctricas. El plan de expansin de la generacin en el SEIN, para el escenario trmico toma en cuenta lo siguiente: Centrales hidrulicas comprometidas : central hidroelctrica de Poechos en el primer trimestre de 2004 y el proyecto de la central hidroelctrica de Yuncn prevista para el tercer trimestre del ao 2005; Centrales trmicas comprometidas : compromiso de cambio de combustible a gas natural de la central trmica de Ventanilla (Unidades Siemens N 3 y N 4); Opciones trmicas : centrales de ciclo combinado, turbinas a gas, centrales diesel y centrales a carbn.

Para este escenario, el plan de equipamiento de la generacin, en el periodo 2003 - 2012, ser el siguiente: Hasta el ao 2006 ingresarn las centrales hidroelctricas de Poechos y Yuncn, as como la reconversin de los grupos Siemens N 3 y N 4 de la central trmica de Ventanilla prevista en dos etapas : la primera, reconversin de ambas unidades a turbinas a gas natural para el ao 2004 y la segunda, el cambio de la unidad N 3 a ciclo combinado previsto para el ao 2006. Luego se requiere el ingreso de unidades de ciclo combinado de 340 MW los aos 2008, 2010 y 2012 que empleen el gas natural de Camisea. Con el ingreso de estas nuevas unidades se asegura la atencin de la demanda con un grado adecuado de confiabilidad y seguridad.

La nueva oferta proyectada de nuevas centrales prevista para abastecer el escenario base hasta el ao 2012 es de 1 093MW con unidades trmicas que utilizan el gas natural de Camisea, y 145 MW con centrales hidrulicas. (ver cuadro N RE 02 y el cuadro N RE 03 que muestra el balance oferta-demanda).


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CUADRO N RE 02 OFERTA DE ENERGA ELCTRICA ESCENARIO BASE SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW

Ao

Gas Natural Camisea 324

Petroleo Diesel

Petroleo Residual

Carbn Mineral

Hidro

Proyectos Factibles Perodo 2003-2012 Conversin 2 unidades - CT Ventanilla

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

15 130 73

CH Poechos 1 CH Yuncn Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla

340

Una Central Ciclo Combinado

340


340 1093 145

Una Central Ciclo Combinado Total Requerido (MW) = 1 238

* Como nueva oferta no se considera la conversin de la CT Ventanilla pero s una parte en el cambio a ciclo combinado * No se incluiyen las repotenciaciones de la CT Aguayta (6 MW) y la CH Callahuanca (3 x 2,5 MW) de menor impacto previstas para el ao 2004

CUADRO N RE 03 BALANCE OFERTA - DEMANDA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ESCENARIO BASE

CH Poechos 15 MW CT Ventanilla Conversin 2 U - 324 MW Gas Natural CT Aguaytia Repotenciacin 6 MW CH CallahuancaRehabilitacin 3x 2,5 MW

Escenario Base - DemandaAo 2002 2012 Tasa Energa (GW.h) Potencia (MW) 19 659 2 909 29 440 4 157 4,12% 3,63%

9 000 8 000 7 000 6 000

CH Yuncn 130 MW

Ventanilla Conversin CC 73 MW

GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

MW

5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

AoHidro Existente Trmico Existente Hidro Nueva Tmico Nuevo Demanda


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Adicionalmente a los escenarios de demanda (medio, pesimista y optimista), se ha considerado tambin como alternativa de oferta una expansin hidrotrmica conforme a las siguientes especificaciones: Centrales hidrulicas comprometidas: central hidroelctrica de Poechos en el primer trimestre del 2004 y el proyecto de la central hidroelctrica de Yuncn prevista para el tercer trimestre del ao 2005. Centrales trmicas comprometidas: compromiso de cambio de combustible a gas natural de la central trmica de Ventanilla (Unidades Siemens N 3 y N 4) Opciones trmicas: centrales de ciclo combinado, turbinas a gas, centrales diesel y centrales a carbn. Proyectos de plantas hidrulicas1: CH Cheves, CH El Platanal, CH Quitaracsa, CH Huanza y CH Maran.

En esta expansin hidrotrmica se ha considerado a la central hidroelctrica El Platanal, debido a sus mayores posibilidades de implementacin en el perodo de estudio. En el cuadro N RE 04 se muestra el plan de equipamiento en el perodo de estudio. Hasta el ao 2006 se tiene previsto el ingreso de las centrales hidroelctricas de Poechos y Yuncn, as como la reconversin de los grupos Siemens N3 y N 4 de la CT Ventanilla prevista en dos etapas: la primera, la reconversin de ambas unidades a gas natural para el ao 2004 y la segunda, el cambio de la unidad N 3 a ciclo combinado previsto para el ao 2006 y en el ao 2009 el ingreso de la CH El Platanal con una capacidad de 220 MW. En este caso la nueva oferta proyectada con nuevas centrales hasta el ao 2012 son 1 093 MW con centrales trmicas a base de gas natural de Camisea y 365 MW con centrales hidroelctricas.

CUADRO N RE 04 OFERTA DE ENERGA ELCTRICA HIDROTRMICA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MWGas Natural Camisea 324 15 130 73 Petroleo Diesel Petroleo Residual Carbn Mineral Proyectos Factibles Perodo 2003-2012 Conversin 2 unidades - CT Ventanilla CH Poechos 1 CH Yuncn Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla

Ao

Hidro

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

340 220 340

Una Central Ciclo Combinado CH El Platanal Una Central Ciclo Combinado

340 1093 365



Recientes anlisis indican la conveniencia de instalar la segunda fase de la CH Machupicchu de EGEMSA, de 75 MW, el ao 2007.


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La inclusin de la central hidroelctrica El Platanal, en la expansin hidrotrmica a diferencia de la expansin mostrada en el cuadro N RE 02, genera una disminucin de los costos marginales en el SEIN ya que la inclusin de una central con menores costos de operacin desplazar a otras de mayores costos, tal como se puede apreciar en los grficos RE 02 y RE 03. El margen de reserva obtenido en la expansin hidrotrmica es mayor. (En el cuadro N RE 05 se muestra el balance de potencia oferta-demanda para el escenario hidrotrmico).

CUADRO N RE 05 BALANCE OFERTA - DEMANDA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ESCENARIO HIDROTRMICOEscenario Base - DemandaAo 2002 2012 Tasa Energa (GW.h) Potencia (MW) 19 659 2 909 29 440 4 157 4,12% 3,63%

CH Poechos 15 MW CT Ventanilla Conversin 2 U - 324 MW Gas Natural CT Aguaytia Repotenciacin 6 MW CH CallahuancaRehabilitacin 3x 2,5 MW CH Yuncn 130 MW CH EL PLATANAL 220 MW

9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0


GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

MW

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



La llegada del gas natural de Camisea har que la matriz energtica de consumo de combustibles para la generacin de energa elctrica en el SEIN, en el escenario medio, cambie de una composicin de 86 % hidrulica y 14 % trmica en el ao 2003 a 64% hidrulica y 36 % trmica (32 % a gas natural, 2 % a carbn mineral y 2 % de derivados de petrleo) en el ao 2012. Impacto en los costos marginales Los costos marginales promedios anuales en la barra Santa Rosa 220 kV, para la alternativa de expansin trmica en el perodo 2003-2007, alcanzan un promedio de 22,07 US$/MW.h y se reducen en el perodo 2007-2012 a un promedio de 20,7 US$/MW.h, conforme se observa en el grfico N RE 02. Este comportamiento se debe al ingreso de unidades que utilizan el gas de Camisea lo que ocasiona que se desplacen unidades con mayores costos de operacin,


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y que el efecto de la alta variabilidad de los costos marginales dependiente de la hidrologa se atene.GRFICO N RE 02 COSTOS MARGINALES ESCENARIO BASE BARRA DE SANTA ROSA 2003 - 201250 45 40 35

US$/MWh

30 25 20 15 10 5 0 Ene-03

Mar-04

Abr-05

May-06

Jun-07

Jul-08

Ago-09

Sep-10

Nov-11

Dic-12

Etapas mensualesCostos Marginales

Los costos marginales promedios anuales en la barra Santa Rosa 220 kV para la alternativa de expansin hidrotrmica, grfico N RE 03, muestra un comportamiento similar al de la expansin trmica en el perodo 2003-2007 alcanzando un promedio de 22 US$/MW.h. En la segunda etapa (2008 2012), el costo marginal promedio ser de 17,3 US$/MW.h lo cual muestra una disminucin en los costos marginales de 3,4 US$/MW.h en comparacin con escenario trmico; esto debido a la incorporacin de la CH El Platanal en el programa de equipamiento, consecuentemente habr una operacin ms econmica en el sistema.GRFICO N RE 03 COSTOS MARGINALES ESCENARIO HIDROTRMICO BARRA DE SANTA ROSA 2003 2012

50 45 40 35

US$/MWh

30 25 20 15 10 5 0 Ene-03

Mar-04

A br-05

May-06

Jun-07

Jul-08

A go-09

Sep-10

Nov-11

Dic-12

Etapas mensualesCostos Marginales


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4.

EXPANSIN DE LA TRANSMISIN DEL SEIN

Entre los requerimientos ms importantes del programa de equipamiento de la transmisin en el corto plazo (2003-2006) en todos los escenarios de demanda, mostrado en el cuadro N RE 06, se tiene: La segunda terna de la lnea de transmisin de Lima a Chimbote en la zona centro norte del pas, que permitir transportar potencias superiores a 150 MW, reduciendo los problemas de congestin que se presentan frecuentemente. La lnea adicional Azngaro Puno en 220 kV y el transformador de 130/220 kV en Azngaro, como alternativa para superar las contingencias de salidas de la lnea Tintaya Callalli y Callalli Santuario en 138 kV, que originan limitaciones en la generacin de San Gabn y Machupicchu. Reactores en Azngaro, Moquegua y Quencoro de 20 MVAR, 30 MVAR y 10 MVAR respectivamente, que permitirn bajar los niveles de tensin en el rea Sur, puesto que las desconexiones por descargas atmosfricas se acentan cuando se opera en niveles de voltajes mayores que 138 kV. Estas instalaciones mejoran la estabilidad del sistema y su flexibilidad. Capacitores de 75 MVAR en Balnearios y 60 MVAR en Chavarra, con lo cual se mejorar el nivel de tensin requerida en el rea de Lima para una operacin confiable. En los perodos 2006 2009 y 2009 2012 ante el posible ingreso de varias centrales trmicas a gas natural de Camisea, a instalarse en la zona de Lima, ser necesario la instalacin de lneas de transmisin, para reforzar la capacidad de transporte del sistema. (Ver cuadro N RE 06 y grficos N RE 03, RE 04 y RE 05 ).


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CUADRO N RE 06 PROGRAMAS DE OBRAS DE TRANSMISIN 2003-2012

Ao2006

ProyectoSegunda terna adicional de la L.T. 220 kV, Paramonga-Chimbote Segunda terna adicional de la L.T. 220 kV, Huacho Paramonga Segunda terna adicional de la L.T. 220 kV, Zapallal Huacho Una terna de la L.T. 220 kV, Azngaro-Puno 220 kV Ampliacin de un transformador adicional en la SE Juliaca 60/10 kV, 12 MVA Transformador en SE Azngaro 138/220 kV, 120 MVA para la lnea de 220 kV Capacitores en San Nicols de 20 MVAR Reactor en Azngaro de 138 kV y 20 MVAR Reactor en Moquegua de 220 kV y 30 MVAR Reactor en Quencoro de 138 kV y 10 MVAR Factor de potencia a 0,95 en el rea de Lima Capacitores en Balnearios de 75 MVAR en total Capacitores en Santa Rosa de 60 MVAR en total SVC en Marcona de +20/-10 MVAR

Capacitores en Chavarra 60 kV, 60 MVAR2009

Dos ternas de la L.T. 220 kV Camisea (*) San JuanFactor de potencia de 0,97 en el rea de Lima Ampliacin de un transformador adicional en S.E. Santa Rosa 60/10 kV, 30 MVA Ampliacin de un transformador adicional en S.E. Chavarra 220/60 kV, 100 MVA Ampliacin de un transformador adicional en S.E. Montalvo 220/138 kV, 100 MVA Capacitores en Barsi 60 kV de 80 MVAR en total Capacitores en Montalvo 60 kV de 30 MVAR Capacitores en San Juan 60 kV, 30 MVAR Capacitores en Chavarra 60 kV de 30 MVAR

2012

Cuatro ternas adicionales de la L.T. 220 kV, Camisea (*) San JuanCapacitores en Oroya 50 kV de 10 MVAR en total Reactor en Chimbote 220 kV 40 MVAR SVC en Tintaya 10 kV, 35/-35 MVAR

Capacitores en Hunuco 138 kV, 30 MVAR

(*) Nombre de la barra en la que se instalar las CT a gas Natural ubicadas en Lima Nota: De efectuarse la ampliacin de la CH Machupicchu II Fase, sera necesaria la instalacin de una lnea de transmisin en simple terna de 220 kV Machupicchu Cotaruse, de aproximadamente 200 km de longitud, a partir del ao 2007.


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GRFICO RE N 03


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GRFICO RE N 04

Nota: De efectuarse la ampliacin de la CH Machupicchu II Fase, sera necesaria la instalacin de una lnea de transmisin en simple terna de 220 kV Machupicchu Cotaruse, de aproximadamente 200 km de longitud, a partir del ao 2007.


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GRFICO RE N 05

Nota: De efectuarse la ampliacin de la CH Machupicchu II Fase, sera necesaria la instalacin de una lnea de transmisin en simple terna de 220 kV Machupicchu Cotaruse, de aproximadamente 200 km de longitud, a partir del ao 2007.


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5.

INTERCONEXIN CON PASES VECINOS

Est previsto la interconexin con el Ecuador para el mes de octubre de 2004, cuyas etapas comprenden : Primera Etapa: Lnea 230 kV, Zorritos San Idelfonso, simple terna, enlace sncrono, capacidad de diseo 100 MW. Segunda Etapa: Primera fase de la subestacin convertidora Back to Back ubicada en Zarumilla. Con esta interconexin se tendra la interconexin Zorritos-Zarumilla-San Idelfonso, simple terna, 100 MW. Tercera Etapa: Segunda fase de la subestacin convertidora Back to Back y los refuerzos en el sistema de transmisin a fin de tener una capacidad de transporte de 250 MW.

Teniendo en cuenta que los estudios para las interconexiones con Brasil, Bolivia y Chile se encuentran en perodo de maduracin; no se ha considerado las obras respectivas en esta edicin del Plan Referencial. 6. SISTEMAS AISLADOS MAYORES

Los principales sistemas aislados mayores, en el perodo 2003-2012, adems de haber sido analizados como tales, tambin se han evaluado teniendo en consideracin su probable interconexin al SEIN. Sistema Iquitos El sistema elctrico Iquitos es uno de los sistemas aislados ms grandes y antiguos que existen. La concesin ha sido otorgada a Electro Oriente S.A. y es abastecida con generacin trmica con una capacidad instalada de 46,7 MW, conformada principalmente por grupos Diesel de media velocidad que utilizan petrleo residual. Se prev que la demanda de este sistema se incrementar de 27,41 MW a 40,25 MW en el perodo de estudio, es decir crecer con una tasa de crecimiento entre el 4% y 5% anual. La expansin de la generacin en este sistema se basa en unidades Diesel de media velocidad operando con combustible residual disponible en la zona. Dada la ubicacin geogrfica de este sistema y la magnitud de la demanda, existen pocas posibilidades de integracin con el SEIN en el corto y mediano plazo. Actualmente existe la necesidad de ampliar la generacin; sin embargo, dadas las caractersticas de equipamiento requerido y de las gestiones necesarias es poco factible contar con una unidad hasta el ao 2005. El Plan previsto para este sistema considera un incremento de 18 MW durante el periodo 2005 2012 (ver cuadro N RE 07)


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CUADRO N RE 07 PROGRAMAS DE OBRAS DEL SISTEMA ELCTRICO IQUITOS

Ao 2005 2006 2010

Unidad 1 Unidad Diesel de media velocidad 1 Unidad Diesel de media velocidad 1 Unidad Diesel de media velocidad

Tamao (MW) 6 6 6

Sistema Puerto Maldonado El sistema elctrico aislado de Puerto Maldonado es abastecido totalmente con energa proveniente de fuentes trmicas que emplean petrleo destilado. Cuenta con una capacidad instalada de 5,25 MW. La demanda de potencia en el perodo de estudio vara desde 3,90 MW en el ao 2003 hasta 5,81 MW en el ao 2012. En vista de la magnitud de la demanda, las alternativas de generacin trmica se basan en grupos electrgenos Diesel de alta velocidad operando con petrleo Diesel N 02. La magnitud de la demanda de potencia y energa y su respectivo crecimiento, adems la distancia al punto ms prximo al SEIN, hacen poco probable su interconexin al SEIN en el mediano plazo. El plan de expansin previsto para este sistema considera la instalacin de 3 o 5 MW para el periodo 2005 2012 (ver cuadro N RE 08)CUADRO N RE 08 PROGRAMAS DE OBRAS DEL SISTEMA ELCTRICO PUERTO MALDONADO

Ao 2005 2008 2012

Unidad 3 Unidad Diesel 1 Unidad Diesel 1 Unidad Diesel

Tamao (MW) 3x1 1 1

Sistema Tarapoto-Moyobamba-Bellavista Este es un sistema interconectado en 138 kV conformado por 3 centros de carga, con una demanda total en el ao 2003 de 18,7 MW. Se encuentra ubicado en el departamento de San Martn, abastecido por dos unidades trmicas que utilizan petrleo residual, una central hidroelctrica y pequeas unidades trmicas de emergencia que operan con petrleo destilado. La expansin de la generacin en este sistema se basa en unidades Diesel de media velocidad, operando con combustible residual disponible en la zona. Existe el proyecto denominado Lnea de Transmisin Tocache Bellavista, desarrollado por la Direccin Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energa y Minas que permitira integrar este sistema al SEIN. Actualmente el proyecto no cuenta con los recursos necesarios para su ejecucin.


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El plan de expansin considera la instalacin de 12 MW durante el periodo 2005 - 2012 (ver cuadro N RE 09)CUADRO N RE 09 PROGRAMAS DE OBRAS DEL SISTEMA ELCTRICO TARAPOTO-MOYOBAMBABELLAVISTA

Ao 2005 2006 Sistema Jan Bagua

Unidad 1 Unidad Diesel 1 Unidad Diesel

Tamao (MW) 6 6

Este sistema se encuentra ubicado en los departamentos de Cajamarca y Amazonas, abastecido principalmente por unidades hidrulicas y conectadas mediante una lnea de transmisin en 60 kV. Se estima que la mxima demanda crecer desde 7,16 MW hasta 10,12 MW en el perodo de estudio. En vista de la magnitud de la demanda de este sistema, las alternativas de generacin trmica se basan en grupos electrgenos Diesel de alta velocidad operando con petrleo Diesel N 02. El proyecto de la Lnea de Transmisin Carhuaquero - Jan, permitir la integracin de dicho sistema al SEIN. Este proyecto cuenta con financiamiento parcial. El plan de expansin referencial considera la instalacin de 5 MW durante el periodo 2005 2012 (ver cuadro N RE 10)CUADRO N RE 10 PROGRAMAS DE OBRAS DEL SISTEMA ELCTRICO JAN-BAGUA

Ao 2005 2006 2009 2012

Unidad 2 Unidades Diesel 1 Unidad Diesel 1 Unidad Diesel 1 Unidad Diesel

Tamao (MW) 2x1 1 1 1

7.

INVERSIONES

Las inversiones estimadas en el horizonte de estudio en el escenario trmico, para proyectos de generacin y transmisin en el SEIN y en los Sistemas Aislados Mayores, se estiman en 835,18 mio US$ , de los cuales 27,87 mio US$ corresponden a los Sistemas Aislados Mayores. Para el caso de proyectos de transmisin, las inversiones esperadas ascienden a 126,71 mio US$ y, para generacin se prev 680,6 mio US$. La tasa anual de inversiones en el SEIN se estima en 92,79 mio US$/ao. La inversin para la interconexin Per Ecuador se estima en 31,63 mio US$, sin contar las inversiones requeridas para los refuerzos en el sistema de transmisin peruano (ver cuadro N RE 11).


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CUADRO N RE 11 PROGRAMAS DE INVERSIONESInversiones mio US$2004-2006 2007-2012 2004-2012

Sistema Sistema de Generacin Sistema de Transmisin Sistemas Aislados Mayores * Sistema Iquitos * Sistema Puerto Maldonado * Sistema Tarapoto-Moyobamba - Bellavista * Sistema Jan - Bagua Total SEIN y Sistemas Aislados 9,73 0,93 249,92 185,17 43,12 21,63 9,73 1,24

Tasa anual Mio US$/ao

495,43 83,59 6,24 5,31 0,31 0,62 585,26

680,6 126,71 27,87 15,04 1,55 9,73 1,55 835,18

75,62 14,07 3,1

92,79

8.

EMISIONES

Las emisiones estimadas para el periodo de estudio son valores calculados mediante la metodologa del Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), el modelo Energy and Power Evaluation Program (ENPEP) y la Environmental Protection Agency (EPA), las que son aceptadas internacionalmente como valores promedios. En el cuadro N RE 12 se muestra la tasa promedio de emisiones de las plantas trmicas del SEIN que utilizan combustibles Diesel, residual, carbn mineral y gas natural durante el periodo de estudio. Se puede apreciar la evolucin de la produccin del gas ms importante (CO2), que se incrementa de 2888 kTn en el ao 2003 hasta 5132 kTn en el ao 2012 con una tasa de crecimiento anual de 6,6%.CUADRO N RE 12 EMISIONES DE LAS PLANTAS TRMICAS DEL SEIN

EMISIONES - ESCENARIO MEDIO (kTn) 2003 CO2 CH4 CO NOX 2888 0,07 0,78 8,07 2012 5132 0,10 1,69 14,00 % 6,6% 4,2% 9,0% 6,3%


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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

1.

INTRODUCCIN

El Plan Referencial de Electricidad es desarrollado para cumplir lo que establece el artculo 47 a) de la Ley de Concesiones Elctricas y da una visin de desarrollo del subsector electricidad para un perodo de 10 aos. En este documento se describe la situacin actual del subsector con relacin a sus variables ms relevantes, la dinmica de funcionamiento y posible evolucin futura del mismo. Se presenta un plan de expansin de obras de generacin y transmisin para los sistemas elctricos compatible con los requerimientos de demanda de potencia y energa de acuerdo a los criterios de economa, seguridad y confiabilidad. Este documento que es de carcter referencial, aporta informacin orientada a potenciales inversionistas que tengan que tomar decisiones sobre futuras inversiones en el subsector electricidad. El horizonte de anlisis en el perodo 2003 2012, ha utilizado informacin estadstica correspondiente a los aos 2002 y 2003. La Direccin General de Electricidad del Ministerio de Energa y Minas hace extensivo su reconocimiento a todas las entidades relacionadas y vinculadas del Sector Energa por el apoyo brindado a travs de la informacin alcanzada y las sugerencias efectuadas, que han enriquecido el presente documento, la cual es puesta a disposicin de los agentes del mercado elctrico.


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Abreviaturas y Unidades

COES LCE MEM OSINERG PROINVERSION SEIN GW.h kV kW MW

Comit de Operacin Econmica del Sistema Ley de Concesiones Elctricas (DL N 25844) Ministerio de Energa y Minas Organismo Supervisor de la Energa Agencia de Promocin a la Inversin Privada Sistema Elctrico Interconectado Nacional Giga vatios hora - Unidad de medida de energa elctrica (1 GW.h = 1000 MW.h = 1 000 000 KW.h) Kilo voltios-unidad de medida de tensin Kilo vatio - unidad de medida de potencia activa (1 kW = 1000 vatios) Mega vatio - unidad de medida de potencia activa (1MW = 1000 kW)


18


OBJETIVOS Y ALCANCES Objetivo El objetivo bsico del Plan Referencial de Electricidad es presentar la situacin actual y futura del negocio de electricidad en el Sistema Elctrico Interconectado Nacional, as como, en los sistemas aislados ms importantes del pas, con la finalidad de: Presentar a los agentes econmicos e inversionistas del subsector los programas de expansin de generacin y transmisin y, Orientar al Comit de Operacin Econmica del Sistema (COES) en la determinacin del plan de obras para el clculo tarifario a que se refiere el artculo 47 de la Ley de Concesiones Elctricas.

Alcances El Plan Referencial de Electricidad tiene como mbito de estudio el Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los principales Sistemas Aislados Mayores. Sistema Elctrico Interconectado Nacional A partir del mes de octubre del ao 2000, con la puesta en operacin de la lnea de transmisin de 220 kV Mantaro - Socabaya, que integr el Sistema Interconectado Centro Norte y el Sistema Interconectado Sur, se ha conformado el Sistema Elctrico Interconectado Nacional (SEIN). Este Sistema cuenta con las centrales elctricas, hidrulicas y trmicas, as como con lneas de transmisin y sus respectivas subestaciones de transformacin elctricas y sistemas de compensacin reactiva, que tienen como finalidad principal facilitar la transferencia de potencia y energa desde las citadas centrales de generacin hacia los centros de consumo sin interrupcin y manteniendo los estndares de calidad. El Sistema Elctrico Interconectado Nacional cubre una extensin geogrfica importante del territorio nacional recorriendo todo el litoral desde Tumbes por el norte hasta Tacna por el sur y gran parte de la sierra y en menor medida la selva . Sistemas Aislados Mayores Para los efectos del Plan se consideran Sistemas Aislados Mayores a aquellos sistemas elctricos que tienen una potencia instalada o demanda superior a los 500 kW y que, en lo particular, se encuentran operando en forma aislada del SEIN. Estos sistemas son los de Iquitos, Puerto Maldonado, Jan-Bagua y Tarapoto - Moyobamba. Interconexiones Elctricas Internacionales Se ha iniciado las obras de construccin de la lnea de transmisin que interconectar al Per con Ecuador, de este modo, el pas da inicio al proceso de interconexiones internacionales que est en marcha. Periodo de estudio El periodo de estudio del Plan es de diez (10) aos, del 2003 al 2012.


19


2 2.1

SITUACIN AL ELECTRICIDAD

AO

2003

y

EVOLUCIN

DEL

SUBSECTOR

EVOLUCIN MACROECONMICA EN EL 2003

2.1.1 Tasa de inters interbancaria El Banco Central de Reserva del Per (BCRP) influye sobre el comportamiento de la tasa de inters interbancaria a travs de sus operaciones monetarias. El mercado de prstamos entre bancos (interbancario) se forma entre los bancos oferentes y demandantes de fondos en soles a muy corto plazo. Un banco puede encontrarse en una posicin ofertante o demandante en el mercado interbancario, dependiendo de su nivel individual de liquidez. El BCRP regula el nivel de liquidez en la banca con lo cual influye sobre la determinacin de la tasa de inters interbancaria. El nivel promedio de la tasa de inters en moneda nacional preferencial corporativa fue descendiendo consecutivamente desde 11,2% en el 2001 a 4,1% en el ao 2003 y la tasa de inters en moneda nacional interbancaria fue descendiendo de 8,2% en el 2001 a 3,1% en el 2003, tal como se puede apreciar en el grfico N 2.1 y cuadro N 2.1.GRFICO N 2.1 TASA DE INTERS PROMEDIO EN MONEDA NACIONAL PERODO 2001 - 2003

1 2 1 0 8

11,2 8,6

%

6 4 2 0 2001

4,8 3,2

4,1 3,4

2002

2003

Preferencial CorporativaFuente: BCRP

Interbancaria


20


CUADRO N 2.1 NIVEL Y VARIABILIDAD DE LA TASA DE INTERS INTERBANCARIA (en puntos porcentuales)

Ao 1998 1999 2000 2001 2002 2003Fuente: BCRP

Nivel promedio 19,0 14,9 12,7 8,6 3,2 3,4

Desviacin estndar 6,6 4,8 2,5 0,9 0,5 0,1

2.1.2 Reservas Internacionales Netas (RIN) Las Reservas Internacionales Netas (RIN) se definen como la diferencia entre los activos y los pasivos internacionales de un Banco Central. Las RIN muestran la liquidez internacional de un pas y su capacidad financiera con relacin a otros, al ser los recursos con que cuenta para hacer frente a sus obligaciones en moneda extranjera. Al cierre de diciembre del 2003, las reservas internacionales netas del Per alcanzaron los US$ 10 194 millones, lo que signific un aumento de US$ US$ 596 millones (6.21% de incremento) con respecto al ao anterior. (Ver cuadro N 2.2).CUADRO N 2.2 SALDOS EN LOS PERODOS 2001, 2002 Y 2003 (en millones de US$ dlares)SALDOS A FIN DE PERODO Reservas Internacionales Netas Depsitos de Intermediarios Financieros a. Depsitos de Intermediarios Financieros b. Depsitos del Banco de la Nacin Depsitos del Sector Pblico en el BCR a. Depsitos por privatizacin b. PROMCEPRI c. Fondo de Estabilizacin Fiscal (FEF) d. Otros depsitos del Tesoro Pblico e. Fondos administrativos por la ONP f. COFIDE g. Resto Fuente: BCRP (Millones de US dlares Dic.2001 Dic.2002 Dic.2003 8 613 9 598 10 194 3 196 3 381 2 892 2 945 3 048 2 687 218 291 154 2 536 2 900 2 761 139 24 1 0 6 0 182 312 295 88 349 617 2 092 2 164 1 792 34 46 55 0 0 0


21


2.1.3 Inflacin La tasa de inflacin en el ao 2003, medida por la variacin porcentual acumulada del ndice de Precios al Consumidor de Lima Metropolitana fue 2,48 por ciento, ubicndose en su nivel meta. La inflacin subyacente, indicador de tendencia inflacionaria que excluye los alimentos que presentan una mayor variabilidad en sus precios, combustibles, servicios pblicos y tarifas de transporte, acumul una variacin anual de 0,77 por ciento (1,69 por ciento en el ao 2002). La inflacin no subyacente, que representa aquel conjunto de bienes y servicios que enfrentan choques de oferta o cuyos precios se encuentran regulados, acumul una variacin anual de 6,21 por ciento (1,16 por ciento en el ao 2002). En el cuadro N 2.3 se puede visualizar el detalle del ndice de precios al consumidor a diciembre 2003.CUADRO N 2.3 NDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR A DICIEMBRE 2003 (Variacin porcentual) I. Inflacin Subyacente Bienes Alimentos y bebidas Textiles y calzado Aparatos electrodomsticos Resto de productos industriales Servicios Comidas fuera del hogar Educacin Salud Alquileres Resto de servicios II. Inflacin no Subyacente Alimentos Combustibles Transportes Servicios pblicos III. InflacinFuente: BCRP

0,77 0,29 -0,08 0,91 -1,91 0,7 1,53 1,25 3,02 2,19 0,99 0,85 6,21 5,24 8,94 10,99 -1,98 2,48

La inflacin del 2003 se explica principalmente por factores del lado de la oferta de productos, en particular de los asociados a precios internacionales y a la produccin agrcola local. Normalmente, este tipo de incremento o reduccin de precios no se propaga en el resto de la canasta del consumidor y, eventualmente, se llegan a revertir. Por ello, este tipo de movimientos de precios no amerita cambios en la poltica monetaria. (Ver grfico N 2.2).


22


GRFICO N 2.2 INFLACIN MENSUAL 2003 (Variacin % mensual)1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 -0,2 -0,4 -0,6 Ene Feb Mar Fuente: INEI Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic -0,47 0,23 -0,05 -0,03 -0,15 0,01 0,05 0,47 0,56 0,56 1,12

0,17

2.1.4 Tipo de Cambio A diciembre de 2003, el tipo de cambio se ubic en S/. 3,472 por dlar, nivel que implica una apreciacin nominal de 1,2 por ciento respecto a diciembre de 2002. Con excepcin del mes de mayo, el tipo de cambio mostr una tendencia apreciatoria en la primera mitad del ao; y una relativa estabilidad en la segunda mitad (salvo en diciembre ) con cotizaciones entre S/. 3,47 y S/. 3,48 por dlar. (Ver grfico N 2.3).GRFICO N 2.3 TIPO DE CAMBIO PROMEDIO 20033,500

3,490

3,480

3,470

3,460 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oc t Nov Dic

Promedio Interbancario

Promedio Bancario

Promedio Informal

Fuente: BCRP


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2.1.5 Demanda Interna y PBI Las polticas monetaria y fiscal han favorecido un entorno de crecimiento que ha permitido que la economa crezca durante 30 meses consecutivos, alcanzndose las tasas ms altas de la regin. Durante el ao 2003, la demanda interna aument 3,6 por ciento en tanto que el PBI creci 3,9 por ciento debido al impulso adicional de las exportaciones, las que han crecido durante los ltimos tres aos hasta llegar a US$ 8 954,2 millones en el ao 2003, tal como se puede apreciar el cuadro N 2.4. La demanda interna creci por segundo ao consecutivo tras aumentar 4,1 por ciento durante el 2002.CUADRO N 2.4 BALANZA COMERCIAL EN LOS PERODOS 2001, 2002 Y 2003 (en millones de US$ dlares)

EXPORTACIONES Productos tradicionales Productos no tradicionales Otros IMPORTACIONES Bienes de consumo Insumos Bienes de capital Otros bienes BALANZA COMERCIALFuente: BCRP

2001 7006,8 4741,8 2182,6 82,4 7273,4 1648,6 3591,9 1919,1 113,8 -266,6

2002 7647,0 5312,4 2259,8 74,8 7439,9 1769,7 3747,3 1842,6 80,2 207,1

2003 8954,2 6280,9 2595,6 77,7 8244,4 1849,7 4337,4 1982,0 75,3 709,8

Sin embargo, a diferencia del ao 2002 donde el mayor impulso se sustent en el crecimiento del consumo privado, (4,5 por ciento en el 2002 frente a una tasa de 3,3 por ciento en el 2003), en el 2003 se observ un mayor crecimiento de la inversin privada (5,1 por ciento frente a un crecimiento de 0,2 por ciento en el 2002). La inversin privada creci a tasas superiores a 6 por ciento hasta setiembre impulsada por el proyecto Camisea. Asimismo, el sector construccin creci 4,6 por ciento durante el primer semestre y 2,3 por ciento en el segundo. Las exportaciones crecieron 5 por ciento con respecto al ao 2002 registrando aumentos tanto las tradicionales como las no tradicionales. Las primeras crecieron 5,9 por ciento en trminos reales, como consecuencia de los mayores volmenes exportados de oro (18,8 por ciento), plata (5,1 por ciento) y zinc (2,5 por ciento), que compensaron las disminuciones de cobre y plomo.


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Las exportaciones no tradicionales aumentaron 15 por ciento, alcanzando los mayores niveles las exportaciones textiles (US$ 818 millones) y agropecuarias (US$ 619 millones) principalmente de esprragos, lo que signific que nuestro pas se convirtiera en el primer exportador y productor mundial de esprrago, desplazando a China. Por el lado sectorial, el crecimiento del PBI se sustent principalmente en el crecimiento de los sectores no primarios (3,9 por ciento) ya que los sectores primarios crecieron a una menor tasa (2,5 por ciento). Entre los sectores no primarios los ms dinmicos fueron electricidad y agua y otros servicios, con tasas de 4,6 y 4,2 por ciento, respectivamente y la manufactura no primaria y la construccin que crecieron 3,4 y 3,2 por ciento, respectivamente. En la manufactura no primaria se observ los mayores crecimientos en aquellas ramas orientadas al mercado externo, en especial textiles, y las relacionadas con el sector construccin: minerales no metlicos, industria del hierro y del acero y estructuras metlicas. Las industrias de bienes de consumo masivo orientadas principalmente al mercado interno experimentaron tasas moderadas de crecimiento como el caso de alimentos y bebidas.CUADRO N 2.5 PRODUCTO BRUTO INTERNO 2002 Y 2003 (Variaciones porcentuales respecto al mismo perodo del ao anterior)

2002 Agropecuario Pesca Minera e hidrocarburos Minera metlica Hidrocarburos Manufactura Procesadores de recursos primarios Manufactura no primaria Construccin Comercio Servicios Electricidad y agua Otros servicios VALOR AGREGADO BRUTO (VAB) Impuesto a los productos y derechos de importacin PBI GLOBAL VAB Primario VAB No Primario* Proyeccin - Fuente: BCRP

5,7 5,7 11,6 12,3 0,6 4,2 -0,5 5,6 7,9 4,6 3,8 5,1 3,8 5,0 3,9 4,9 6,5 4,5

2003 I Trim. II Trim. III Trim. IV Trim.* Ao* 2,3 4,1 2,9 -0,7 2,4 -15,0 -16,0 -12,3 -11,4 -13,9 4,5 10,8 7,5 3,5 6,5 5,6 12,0 9,0 4,1 7,6 -6,2 -1,2 -7,3 -3,1 -4,5 6,0 0,8 1,7 0,0 2,0 -2,2 -2,6 -1,2 -5,4 -2,9 3,4 8,0 1,8 2,4 1,5 3,2 3,4 4,6 2,0 3,0 7,7 2,8 3,0 0,4 3,4 5,8 3,9 3,3 4,2 4,2 4,6 4,8 4,0 4,8 4,6 4,2 5,8 3,9 3,2 4,2 5,4 3,6 3,1 2,3 3,6 11,9 6,0 1,9 6,4 4,3 3,6 4,2 3,3 7,3 3,5 3,6 3,0 3,8 2,5 -0,3 3,0 6,6 3,9 2,5 3,9

En el grfico N 2.4 se puede observar la evolucin mensual del PBI en el ao 2003 (variacin %).


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GRFICO N 2.4 EVOLUCIN MENSUAL DEL PBI EN EL AO 2003 (Variacin %)7 6 5 4 3 2 1 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic 1,7 0,8 3,4 3,5 3,1 3,5 3,1 5,6 4,6 6,4

6,3

6,2

Fuente: INEI

2.1.6 Riesgo Pas Per tiene uno de los ms bajos niveles de riesgo pas en Amrica Latina; la comparacin con los bonos del Tesoro estadounidenses es el criterio que usan los inversionistas para calcular el riesgo de un pas, que sirve para evaluar su estabilidad, su capacidad de cumplir obligaciones financieras y finalmente el mayor o menor costo de oportunidad de capital escogido por los inversionistas para emprender proyectos en el pas. (Ver grficos N 2.5 y N 2.6).GRFICO N 2.5 EVOLUCIN MENSUAL DEL RIESGO PAS EN EL PER EN EL AO 2003 (en puntos bsicos)

600 500 400 300 200 100 0

571

567 510 425 458 412 482 423 353 317 309 318

Ene Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Set

Oct

Nov

Dic

Fuente: BCRP


26


GRFICO N 2.6 COMPARACIN DEL RIESGO PAS A DICIEMBRE DEL AO 2003 (en puntos bsicos)5777

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

318Per Argentina

489

435

840 205 613 88Venezuela Chile

Brasil

Colombia

Ecuador

Mxico

Fuente: BCRP


27


2.2

PRIVATIZACIN Y CONCESIONES

2.2.1 Cronologa de las Privatizaciones y Concesiones (1994 2002) La dinmica de la inversin en el sector elctrico ha estado impulsada principalmente por los procesos de privatizacin y concesin. En adicin a estos procesos, tambin se han registrado nuevas inversiones en proyectos como el de Aguayta (por parte de Duke, Maple y otros) y San Gabn (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 as con una estructura de propiedad diversa, compuesta por empresas estatales y otras varias empresas privadas de origen norteamericano (Duke, PSEG, Sempra, NRG Energy, Hydro Qubec), europeo (Tractebel, Endesa, Red Elctrica de Espaa, Skanska) y de la regin (IATE de Argentina e ISA de Colombia). En toda la experiencia de privatizacin del sector, la participacin del sector privado nacional se ha limitado a un porcentaje de propiedad que en ningn caso otorga el control de las empresas privatizadas. (Ver cuadro N 2.6).Cuadro N 2.6 CRONOLOGA DE LAS PRIVATIZACIONES Y CONCESIONES (1994-2002) PRECIO (US$ FECHA MM)176,5 212,5 41,8 524,5 10,4 120,1 228,2 8,6 59,7 51,3 179,2 74,5 9,5 65,4 227,5 272,5

EMPRESAEdelnor Luz del Sur Cahua Edegel Ede-Chancay Etevensa Egenor Ede-Caete EE Piura Electro Sur Medio

ACTIVIDADDistribucin Distribucin Generacin Generacin Distribucin Distribucin Generacin Distribucin Generacin Distribucin

% VENDIDO60,0% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% 60,0% 100,0% 60,0% 98,2% BOOT BOOT 30,0% BOOT

COMPRADOR PROPIETARIO

Jul.1994 Endesa y Enersis Endesa Chilquinta y Jul.1994 PSEG y Sempra Ontario Hydro Skanska y NRG Abr.1995 Sipesa Energy Oct.1995 Dic.1995 Jun.1996 Jun.1996 Oct.1996 Nov.1997 Feb.1998 Endesa Endesa Duke Chilquinta y Ontario Hydro Endesa IATE Endesa Endesa Endesa Duke PSEG y Sempra Endesa IATE Hydro Quebec Red Elctrica de Espaa Skanska y NRG Energy ISA PSEG ISA Dic.1995 Endesa y Enersis

Mantaro-Socabaya Transmisin Reforzamiento Sur Transmisin Cahua Generacin

Hydro Quebec Red Elctrica de Ene.1999 Espaa Skanska y Mar.2000 Vatenfall Feb.2001 Jul.2001 Ago.2002 ISA PSEG ISA

Oroya-D.Antamina y Transmisin Aguayta-Pucallpa Electroandes Generacin Etecen y EtesurFuente: OSINERG

100,0% Transmisin Concesin


28


2.2.2 Promocin de la Inversin Privada La inversin privada deber convertirse en el eje central para dinamizar la economa, generar empleo y reducir los niveles de pobreza existentes, mientras que el Estado deber enfocarse en cumplir cada vez con mayor eficiencia su rol subsidiario, garantizando un mayor y mejor acceso de la poblacin a los servicios bsicos. La principal limitacin para que la inversin privada alcance los niveles necesarios para lograr tasas de crecimiento econmico altas y sostenibles en el tiempo es la mala percepcin y el descontento de la poblacin respecto a los efectos que ha tenido el proceso de privatizacin ejecutado durante la dcada pasada: la errnea concepcin de que la gestin privada genera desempleo y encarece el costo de los servicios pblicos. En este sentido, bajo una nueva conduccin, PROINVERSIN ha reformulado los conceptos y fundamentos de la poltica de promocin de la inversin privada, para orientarla hacia el siguiente concepto: el incremento de la inversin privada tiene por objetivo aumentar el producto potencial, la oferta exportable y el empleo. Bajo este concepto, PROINVERSIN promociona la inversin privada a travs de dos ejes de accin: 1. La promocin de la inversin privada por iniciativa privada. 2. La promocin de la incorporacin de la inversin privada en activos y actividades pblicas. El primer eje tiene por objetivo alentar, estimular e impulsar iniciativas de los agentes privados, identificando potenciales oportunidades de inversin, brindando informacin general y sectorial e identificando y superando obstculos, barreras y trabas administrativas que restan competitividad al Per y a las inversiones privadas. Es pertinente resaltar que se trata de un nuevo frente de trabajo que anteriormente no formaba parte de las prioridades de PROINVERSIN. En este mbito de actividades, PROINVERSIN ha asumido el rol de Defensor del Inversionista Privado para abogar por polticas que alienten el desarrollo de la inversin privada, previniendo eventuales abusos de los entes administrativos o reguladores y divulgando los beneficios para los consumidores y para la poblacin derivados de la creciente presencia de los agentes privados en el desenvolvimiento de la economa. El segundo eje apunta a incorporar inversin privada en el campo de la accin estatal. Como ya se ha sealado, las limitaciones fiscales y de endeudamiento imposibilitan que el Estado est en capacidad de destinar los recursos necesarios para, por ejemplo, desarrollar la infraestructura necesaria para mejorar la competitividad de las regiones y del pas en su conjunto (puertos, aeropuertos, carreteras, saneamiento, entre otros). Es por este motivo que, como parte del replanteamiento de las prioridades de la labor de PROINVERSIN, se ha establecido que, en vez de maximizar los ingresos fiscales, se buscar maximizar la inversin a ejecutarse, pues ello permitir un mayor impacto positivo en la economa nacional. Es pertinente sealar que, para ello, las modalidades de incorporacin de inversin privada incluirn todos los esquemas posibles, ya sea de venta de activos, contratos de asociacin en participacin (joint ventures), asociacin de capitales (empresas mixtas), contratos de gestin o estructuracin de operaciones ms complejas, cada una de ellas aplicadas a cada caso en particular y con el nico propsito de lograr esquemas idneos tanto para atraer a los inversionistas privados como para lograr el mayor beneficio posible para la economa y la sociedad en su conjunto.PLAN REFERENCIAL DE ELECTRICIDAD 2003

29


2.3 INVERSIONES 2.3.1 Inversiones en el Ao 2003 En este rubro se detallarn las inversiones realizadas por las empresas estatales y privadas que tienen concesin de generacin, transmisin y distribucin de energa elctrica; as como las inversiones ejecutadas en el marco del Plan de Electrificacin Rural durante el ejercicio 2003 (no se incluyen los ingresos por privatizacin). Al 31 de diciembre del ao 2003, la inversin realizada fue de US$ 235,38 millones. Dicho monto es menor en 9% con respecto al registrado en 2002. Del total de inversiones realizadas durante el ao 2003, US$ 81,12 millones corresponden a inversiones ejecutadas por las empresas del sector privado, US$ 110,83 millones a las empresas del sector estatal y US$ 43,43 millones fueron inversiones ejecutadas por la Direccin Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energa y Minas (ver grfico N 2.7)GRFICO N 2.7INVERSIONES EN EL AO 2003 (MILLONES US$)ER 18% INE 7%

43,43 16,67 175,28

IE 75%

Fuente: MEM - DGEIE = Inversiones Elctricas (construccin, ampliacin, rehabilitacin de centrales hidrulicas, trmicas, subestaciones, lneas de transmisin, redes de distribucin, otros). INE = Inversiones No Elctricas (terrenos, edificios, equipos, vehculos de transporte, equipos de comunicacin e informtica, otros). ER = Electrificacin Rural Las IE y las INE fueron ejecutadas por las Concesionarias Estatales y Privadas y la ER fue ejecutada por la Direccin Ejecutiva de Proyectos.


30


Las inversiones ejecutadas en el ao 2003 se orientaron a los siguientes rubros: a) En generacin, US$ 87,16 millones, de los cuales, 77% corresponde al sector estatal, y 23% al sector privado. b) En transmisin, US$ 12,83 millones, de los cuales, 100% corresponde al sector privado. c) En distribucin, US$ 91,96 millones, de los cuales, 52% corresponde al sector privado, y 48% al sector estatal. d) En Plan de Electrificacin Rural, US$ 43,43 millones. 2.3.2 Evolucin de las Inversiones En el perodo 1990 2003, las empresas concesionarias de generacin invirtieron US$ 2 253 millones, las empresas concesionarias de transmisin US$ 714 millones y las empresas concesionarias de distribucin US$ 1 512 millones. Se puede apreciar en el siguiente grfico la evolucin de las inversiones en el subsector elctrico de las empresas concesionarias de generacin, transmisin y distribucin de energa elctrica durante el perodo 1990 2003.

GRFICO N 2.8EVOLUCIN DE LAS INVERSIONES EN EL SECTOR ELCTRICO (GENERACIN, TRANSMISIN Y DISTRIBUCIN) PERODO 1990 - 2003800 700 600548 710

606 562 508 440

millones US$

500 400 300221

373 340

359 306 211 166 95 132 110 242 192 111 81

200137

164

167

140 79 60

155 66

196 177

208

203

202

100 0 1990

115

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

EstatalFuente: MEM - DGE

Privada

Total


31


El Estado logr avances importantes en la electrificacin rural del pas desde el ao 1993, con la creacin de la DEP/MEM, incrementndose la cobertura nacional desde el 57%, en ese ao, hasta el 76% en el ao 2003; sin embargo, todava queda un largo camino por recorrer, fijndose como meta llegar al 91% en el ao 2012. En el grfico N 2.9 se puede visualizar la evolucin de las inversiones en el subsector electricidad ejecutadas por la Direccin Ejecutiva de Proyectos (DEP) durante el perodo 1993 2003.GRFICO N 2.9

EVOLUCIN DE LAS INVERSIONES EJECUTADAS POR LA DIRECCIN EJECUTIVA DE PROYECTOS PERODO 1993 - 2003

160 140 120 Millones de US$ 100 80 60 40 20 0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 17 7 74 74 47 51 55 53 45 43 136

Fuente: MEM - DGE

En el ao 2003, en el mbito nacional, la situacin del sistema elctrico y de los servicios elctricos se ha desarrollado conforme se describe a continuacin.


32


2.4

VARIABLES TCNICAS DEL SUBSECTOR ELCTRICO

2.4.1 Capacidad instalada de generacin La capacidad instalada en el mbito nacional en el ao 2003 fue de 5 970 MW, registrndose un aumento de 0,6% respecto al 2002. La estructura de la capacidad instalada segn su origen est compuesto por 51 % de centrales hidrulicas y 49 %, por centrales trmicas, conforme se aprecia en el grfico N 2.10.GRFICO N 2.10POTENCIA INSTALADA 2003, POR ORIGEN TOTAL : 5 970 MW

3 10051% 49%

MW2 100HidrulicaFuente: MEM - DGE

Trmica

La capacidad instalada del SEIN alcanz los 5 015 MW y, la capacidad instalada de los sistemas aislados fue de 955 MW. El grfico N 2.11 muestra la distribucin de la potencia instalada a nivel nacional segn el sistema.GRFICO N 2.11POTENCIA INSTALADA 2003, POR SISTEMATOTAL : 5 970 MW

SEIN 84%

SS AA 16%

Fuente: MEM - DGE


33


Segn el tipo de servicio, la potencia instalada total a nivel nacional se distribuye en 85% corresponde al mercado elctrico y 15% al mercado de uso propio (autoproductores).GRFICO N 2.12POTENCIA INSTALADA 2003, POR TIPO DE SERVICIO

Mercado elctrico : 5 095 MW Uso propio : 875 MW 6 000 5 0004%

MW

4 000 3 000 2 000 1 000 0 Para mercado elctrico Para uso propio96% 85% 15%

SS AA SEIN

Fuente: MEM - DGE

A nivel nacional, las centrales hidroelctricas acumularon al ao 2003 una potencia instalada de 3 032 MW, que representa un 51% del total. La central hidroelctrica Santiago Antnez de Mayolo es el que tiene una mayor potencia instalada, con 798 MW. Electroper S.A. (34%) y EDEGEL S.A.A. (26%) son las empresas con mayor capacidad instalada hidroelctrica en el mercado elctrico. Por su parte, las centrales trmicas, en el ao 2003, acumularon a nivel nacional una capacidad instalada de 2 937 MW con una representacin del 49% del total. Se destaca las centrales trmicas de Ventanilla (340 MW), Santa Rosa (281 MW) y de Ilo 1 (265 MW). En los grficos N 2.13 y N 2.14 se aprecia la evolucin de la potencia instalada desde el ao 1990 al 2003 por tipo de generacin y de servicio, respectivamente. El crecimiento anual promedio en el perodo 1990-2003 es 140,5 MW/ao; sin embargo, se observa en el perodo 2000-2003 una disminucin anual promedio de 32 MW/ao.GRFICO N 2.13POTENCIA INSTALADA - GENERADORAS PARA MERCADO ELCTRICO6 000 5 000 4 000

MW

3 000 2 000 1 000 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Total

Hidrulica

Trmica

Fuente: MEM - DGE


34


GRFICO N 2.14POTENCIA INSTALADA - GENERADORAS PARA USO PROPIO1 600 1 400 1 200 1 000MW

800 600 400 200 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Total

Hidrulica

Trmica

Fuente: MEM - DGE

2.4.2 Produccin de energa elctrica La produccin de energa elctrica a nivel nacional en el ao 2003 fue de 22 923 GW.h, registrndose un incremento de 4,1 % respecto al ao 2002. Conforme se aprecia en el grfico N 2.15, la estructura de la produccin fue de 81% de origen hidrulico y 19% de origen trmico; segn el tipo de servicio, 93% fue producido en el mercado elctrico y 7% de uso propio. Por otro lado, el 92% se produjo en el SEIN y el 8% en los sistemas aislados.GRFICO N 2.15PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA 2003, POR ORIGEN

TOTAL : 22 923 GW.h

20 000 16 000GW.h

81%

12 000 8 00019%

4 000 0Hidrulica Trmica

Fuente: MEM - DGE


35


GRFICO N 2.16PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA 2003, POR TIPO DE SISTEMA

TOTAL : 22 923 GW.h

SEIN 92%

SS AA 8%

Fuente: MEM - DGE

GRFICO N 2.17PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA 2003, POR TIPO DE SERVICIO

Mercado elctrico : 21 361 GW.h Uso propio : 1 562 GW.h

24 000 20 000 16 000 12 000 8 000 4 000 0 2% 7% 93% 98%

GW.h

Para mercado elctricoSS AA

Para uso propioSEIN

Fuente: MEM - DGE

La produccin de energa elctrica a nivel nacional aument de 13 162 GW.h en el ao 1990 a 22 923 GW.h en el ao 2003, lo que ha representado un incremento promedio anual de 749 GW.h. En el perodo 2000 2003, dicho crecimiento fue del orden de 1 000 GW.h/ao. La evolucin histrica por tipo de fuente de generacin y por servicio se muestra en los grficos N 2.18 y N 2.19 respectivamente.


36


GRFICO N 2.18PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA - PARA EL MERCADO ELCTRICO

25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 01990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Trmica

GW.h

Hidrulica

Fuente: MEM - DGE

GRFICO N 2.19

PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA - PARA USO PROPIO

4 500 4 000 3 500 3 000

GW.h

2 500 2 000 1 500 1 000 500 01990 1991 1992 1993

Trmica

Hidrulica1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Fuente: MEM - DGE


37


2.4.3 Capacidad instalada de transmisin La longitud total de las lneas de transmisin del Sistema Elctrico Interconectado Nacional y los Sistemas Aislados analizados es de 14 693 km. Segn el sistema elctrico, el 97% del total de las lneas pertenecen al SEIN y el 3% a los sistemas aislados; segn el tipo de sistema, el 16% corresponde al sistema principal de transmisin y el 84% al sistema secundario de transmisin. Por otro lado, el 38% de las lneas son de 220 kV, el 23% de 138 kV, el 30% de 60 y 69 kV y el 10% con tensiones de entre 30 y 50 kV.GRFICO N 2.20LONGITUD DE LINEAS DE TRANSMISION 2003, POR TIPO DE LINEA

84 % 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0

km

16 %

Principal

Secundaria

Fuente: MEM - DGE

GRFICO N 2.21

LONGITUD DE LNEAS DE TRANSMISIN 2003, POR SISTEMA

TOTAL : 14 693 km SS AA 3%

SEIN 97%

Fuente: MEM - DGE


38


2.4.4 Ventas de energa elctrica Las ventas de energa elctrica alcanzaron los 18 375 GW.h registrndose un incremento de 4,4% respecto al ao 2002. Segn el mercado, el 52% de las ventas se efectuaron en el mercado regulado y el 48% en el mercado libre; segn el sistema elctrico, el 98% de las ventas se efectuaron en el SEIN y el 2 % restante en los sistemas aislados. Por otro lado, el 38% de las ventas fueron efectuadas por las empresas generadoras y el 62% por las empresas distribuidoras.GRFICO N 2.22VENTA DE ENERGA ELCTRICA 2003, POR SISTEMA

Total : 18 375 GW.h

20 000 15 000 GW.h 10 000 5 000 0 7072 338 SEIN Generadoras SS AA Distribuidoras 10 965

Fuente: MEM - DGE

En el grfico N 2.23 se aprecia en mayor detalle las ventas de energa elctrica al ao 2003.GRFICO N 2.23VENTA DE ENERGA ELCTRICA 2003, POR TENSIN

Generadoras : 7 072 GW.h Distribuidoras : 11 304 GW.h

8 000 6 000 36% 1% 64% MAT 17% AT MT 19% BT

60%

GW.h

4 000 2 000 0

3%

Distribuidoras Generadoras

Fuente: MEM - DGE


39


En el grfico N 2.24 se presenta la evolucin de las ventas al mercado libre y regulado y en el grfico N 2.25 por sector econmico.GRFICO N 2.24

EVOLUCIN DE VENTAS DE ENERGA ELCTRICA AL MERCADO LIBRE Y REGULADO

20 000 18 000 16 000 14 000

18 375

GW.h

12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 1993 1994 1995 1996 1997

Libre

Regulado

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Fuente: MEM - DGE

GRFICO N 2.25

EVOLUCIN DE LAS VENTAS POR SECTOR ECONMICO 12 000 10 000 8 000

GW.h

6 000 4 000 2 000 0

1 992 1 993 1 994 1 995 1 996 1 997 1 998 1 999 2 000 2 001 2 002 2 003Industrial Comercial Residencial Alumbrado Pblico

Fuente: MEM - DGE


40


2.4.5 Mxima demanda La mxima demanda de potencia registrada en el SEIN durante el ao 2003 fue de 2 965 MW, registrndose un incremento de 1,9% respecto al ao 2002. En el grfico N 2.26 se muestra dicha demanda mxima.GRFICO N 2.26

DEMANDA MXIMA 20032 980 2 960 2 940 2 920 2 900

2 964,8

MW

2 880 2 860 2 840 2 820 2 800 2 780

2 851,3

Fuente: MEM - DGE

En el grfico N 2.27 se muestra la evolucin de la mxima demanda del SEIN en MW, durante el perodo 2001 2003.GRFICO N 2.27MXIMA DEMANDA MENSUAL EN EL SEIN 2001 - 20033 100

S

3 000 2 907 2 900 2 928 2 915 2 915 2 896 2 824 2 778 2 778 2 791 2 694 2 700 2 624 2 607 2 600 2 642 2 673 2 676 2 686 2 671 2 689 2 884

2 885

2 887 2 838 2 841 2 871

MW

2 851 2 800 2 765 2 764

2 823

2 847

2 500 Febrero Abril Junio Agosto Octubre Diciembre

2001Fuent e: COES-SINA C

2002

Fuente: MEM - DGE

br e O ct ub re N ov ie m br e D ic ie m br e2 936 2 942 2 965 2 908 2 792 2 768 2 741

Fe br er o

M ar zo

Ju ni o

Ju lio

ne ro

br il

ay o

ep t ie m

E

M

A

go st o

A

2003


41


2.4.6 Prdidas En el 2003, las prdidas de energa elctrica alcanzaron los 2 660,81 GW.h, de los cuales el 96% corresponden al SEIN. Segn el sistema elctrico, el 59% del total de prdidas corresponde a transmisin y el 42% a distribucin.. El total de prdidas creci en 5,4% respecto al ao anterior. Las prdidas se distribuyen en MAT: 45%, 11% AT, 12% MT y 32% BT. En los sistemas de transmisin, las prdidas ascendieron a 1 568,62 GW.h. Lo ms relevante de las prdidas se presenta en el sistema de distribucin, en la medida que comprende las redes elctricas que alimentan a la gran mayora los clientes finales. Es importante sealar que las prdidas de distribucin han disminuido significativamente en los ltimos aos, pasando de 19,7% en 1995 a 9,1% en el ao 2003. (Ver grfico N 2.28)GRFICO N 2.28PORCENTAJE DE PRDIDAS DE ENERGA ELCTRICA EN DISTRIBUCIN (%)

2519,7

20

17,0 14,5 12,4

(%)

15 10 5 0 1995* A julio 2003

11,3

10,4

9,7

9,1

9,1

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Fuente: MEM - DGE

2.4.7 Clientes El nmero de clientes del sector elctrico en el ao 2003 fue de 3 727 266, lo que representa un incremento de 3,1 % respecto al ao 2002. Segn el mercado, el 99,99% de los clientes son servidos en el mercado regulado y el 0,01% en el mercado libre; en la prctica, excepto un nmero insignificante que es atendido por las empresas generadoras, el 99,99% es servido por las empresas distribuidoras. Segn las empresas desde las que son atendidas, el 53% de los clientes es atendido por las empresas estatales y el 47% por empresas privadas.


42


GRFICO N 2.29

EVOLUCIN DEL NMERO DE CLIENTES EN EL MERCADO LIBRE

200163 168 174

180

188

175

N de Clientes

150 100 5017 37 13 41 15 40 23 38 32 41 37 35

0

1 998

1 999

2 000MAT AT

2 001MT

2 002

2 003

Fuente: MEM - DGE

GRFICO N 2.30EVOLUCIN DEL NMERO DE CLIENTES EN EL MERCADO REGULADO4 000 000 3 500 000 3 000 000 2 500 000 2 000 000 1 500 000 1 000 000 500 000 03 057 102 3 216 835

3 351 980

3 462 610

3 614 223

3 727 019

1 998

1 999

2 000

2 001

2 002

2 003

BAJA TENSIN

Fuente: MEM - DGE


43


2.4.8 Grado de electrificacin El grado de electrificacin alcanzado a fines de 2003 fue de 76%, registrndose un incremento de 0,7 % respecto al ao anterior. Desde la promulgacin de la Ley 25844, este grado se ha incrementado en 21%.GRFICO N 2.31

COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIN (1990 - 2003)

85 76 % 75 70,0 % 65 54,9%

%

55

52,9%

45

35

25 1 990 1 991 1 992 1 993 1 994 1 995 1 996 1 997 1 998 1 999 2000 2001 2 002 2 003

Fuente: MEM - DEP

2.4.9 Precio medio La tarifa residencial BT5 promedio anual fue de 9,46 ctv US$/kW.h a diferencia del ao 2002 que alcanz los 9,87 ctv US$/kW.h. Los precios medio de energa elctrica para el ao 2003 en media tensin fueron: 5,81 ctv US$/kW.h en MT2, 5,67 ctv US$/kW.h en MT3 y 6,24 ctv US$/kW.h. En BT se tuvo un precio medio mnimo de 9,34 Ctv. US$/kW.h (agosto) y un mximo de 9,66 Ctv. US$/kW.h (abril). Las variaciones del precio medio regulado se deben a las diferentes tipologas de consumo de los clientes, adems de los efectos comerciales propios de la facturacin (compensaciones).GRFICO N 2.32PRECIO MEDIO DEL MERCADO REGULADO EN BT 20039,7 9,6

Ctv US$ / kW.h

9,5 9,4 9,3 9,2 9,1

br e m

o

o

ar zo

En e

Ju

Ag o

m br

ub re

er o

Ab r

ay

Ju

Fe br

M

M

ct

N ov ie

Fuente: MEM - DGE

Se p

D ic ie

tie

O

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br e

lio

st o

il

ro

ni

e


44


2.5

DESCRIPCIN DEL NEGOCIO ELCTRICO

Las leyes peruanas promueven la participacin de la inversin privada en el subsector electricidad bajo la concepcin de negocios elctricos, en generacin, transmisin, distribucin y comercializacin de electricidad, regidos por las reglas de libre mercado y sin restriccin alguna. En el caso de suministros para el servicio pblico de electricidad, definido actualmente como aquellos consumos con una demanda mxima 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 comparacin con los precios libres de mercado reconociendo una tasa de actualizacin de 12% real anual. 2.5.1 MERCADOS ELCTRICOS La Ley de Concesiones Elctricas, LCE, N 25844, promulgada en noviembre de 1992; define varios tipos de transacciones en el mercado elctrico entre las que destacan: Mercado de Servicio Pblico o Mercado Regulado, destinado actualmente a clientes con consumos menores a 1 MW Los precios mximos son fijados por el Organismo Supervisor de la Inversin en Energa (OSINERG), a partir del costo marginal de corto plazo de la generacin y el valor agregado de transmisin y distribucin de los correspondientes sistemas econmicamente 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 intervencin del Estado. Mercado de Oportunidad, para transacciones puntuales, realizadas en circunstancias de demanda y/u oferta no previstas. Las condiciones de contratacin son libres entre las partes sin intervencin del Estado. Este tipo de mercado no est definido en la normatividad, sin embargo es permitido. Mercado Inter Generadores, conformado por las negociaciones entre empresas generadoras de electricidad integrantes de un sistema elctrico interconectado, cuyo despacho de carga es efectuado por un Comit de Operacin Econmica del Sistema (COES). Las transacciones se realizan al costo marginal correspondiente a la operacin real del sistema en el perodo de la transaccin.

2.5.2 AGENTES DEL NEGOCIO ELCTRICO En la actividad elctrica 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.


45


El Comit de Operacin Econmica del Sistema, COES, (http://www.coes.org.pe/)cuyo objetivo fundamental es el despacho econmico de acuerdo a lo establecido en la LCE y que est integrado por las empresas generadoras y transmisoras. El Organismo Supervisor de la Inversin en Energa, OSINERG, (http://www.osinerg.org.pe/)que es el rgano encargado de supervisar y fiscalizar a las entidades del sector energa velando por la calidad, seguridad y eficiencia del servicio y/o productos brindados a los clientes en general y cautelando la adecuada conservacin del medio ambiente. Adicionalmente, ejerce la funcin reguladora de la tarifa en el mercado regulado, fijando las tarifas en barra, las tarifas a los usuarios de servicio pblico de electricidad, las tarifas de transmisin principal y secundaria del subsector electricidad, las tarifas del servicio de transporte de hidrocarburos por ductos y de distribucin de gas natural por red de ductos. El Ministerio de Energa y Minas, MEM, (http://www.minem.gob.pe/)es el encargado de velar por el cumplimiento del marco legal vigente (Ley de Concesiones Elctricas). Su funcin es conducir las polticas energticas de mediano y largo plazo orientadas al aprovechamiento ptimo de los recursos sin perjudicar al medio ambiente. Adems, dicta la normatividad general de alcance nacional en las materias de su competencia y promueve la inversin privada en el sector. Por otro lado el MEM es el nico organismo con poder concedente, por lo que otorga concesiones y autorizaciones para participar en el negocio elctrico en el Pas. El grfico N 2.33 muestra la relacin entre los actores.GRFICO N 2.33 AGENTES DEL NEGOCIO ELECTRICO

Cabe mencionar que, de ser necesario, en el marco de la aplicacin de las normas de libre competencia, represin de la competencia desleal, publicidad en proteccin al consumidor y otras normas de su competencia en el sector electricidad e hidrocarburos,


46


existe el Instituto de Defensa de la libre Competencia y de la Proteccin a la Propiedad Intelectual, INDECOPI (http://www.indecopi.gob.pe/) 2.5.3 Formas de ejercicio de la actividad elctrica Las actividades elctricas pueden ser desarrolladas por personas naturales o jurdicas, nacionales o extranjeras, pblicas o privadas, mediante concesiones o autorizaciones. Se requiere concesin mediante contrato con el Estado, cuando se utiliza un recurso energtico hidrulico o geotrmico para una potencia instalada superior a 10 MW; cuando se requiere la imposicin de servidumbre para hacer uso de bienes del Estado o de terceros en la transmisin de electricidad; o cuando se efecta la distribucin de electricidad para el servicio pblico con una demanda superior a 0,5 MW. Se requiere autorizacin cuando se desarrollan actividades de generacin termoelctrica independientemente del recurso energtico primario, y la capacidad instalada sea igual o mayor a 0,5 MW; as como cuando se utilicen recursos hidrulicos o geotrmicos y la capacidad instalada sea superior a 0,5 MW e igual o inferior a 10 MW. Solamente se requiere informar al Ministerio de Energa y Minas (MEM) el inicio de la operacin, cuando se desarrollan actividades de generacin, transmisin o distribucin y la capacidad instalada es inferior a 0,5 MW. 2.5.4 Tarifas elctricas El marco conceptual del modelo tarifario actual tiene como aspectos fundamentales la eficiencia econmica, en la medida que los precios deben constituir una seal para la correcta asignacin de recursos, la equidad, que implica la no discriminacin de precios segn el destino de la electricidad, la suficiencia, es decir, proveer a la empresa de los recursos necesarios para la explotacin 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 fciles de controlar por parte de las autoridades reguladoras. En este contexto existe un proceso por el cual se fijan las tarifas elctricas , empezando por el clculo de las tarifas en Barra para el mercado regulado de generacin por el COES y propuestas a OSINERG para su aprobacin. Dichas tarifas no deben apartarse en ms de 10% del promedio de los precios del mercado libre. El servicio de transmisin 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 estndares de operacin y mantenimiento del sistema econmicamente adaptado. Las tarifas de distribucin incorporan el valor agregado de distribucin basado en costos estndares de inversin, operacin y mantenimiento de una empresa modelo eficiente1 El clculo de las tarifas elctricas considera la tasa de actualizacin de 12%.


47


2.5.5 Sistema Econmicamente Adaptado En transmisin y distribucin el sistema econmicamente adaptado, por definicin de la Ley, corresponde a aquel sistema elctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energa, 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 lneas de transmisin y redes de distribucin, fomenta la libre competencia mediante la participacin de personas naturales o jurdicas, nacionales o extranjeras en todas las actividades elctricas, la vigencia del libre mercado, la proteccin al consumidor menor y la eliminacin de todo abuso de posicin dominante o monoplica.


48


3. 3.1

SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL : PROYECCIONES PROYECCIN DE DEMANDA DE ENERGA

En el grfico N 3.1 se muestran las proyecciones de la demanda de energa elctrica en el Sistema Elctrico Interconectado Nacional para los escenarios Optimista, Base y Pesimista. Las tasas de crecimiento promedio anual para el perodo comprendido entre 2003 2007 en dichos escenarios se pronostican en 5,28 %; 3,48 % y 3,12% respectivamente. Mientras que, para el perodo comprendido entre 2008 2012, las tasas de crecimiento promedio anual sern de 6,98 %; 4,57 % y 3,12 % respectivamente.GRFICO N 3.1 PROYECCIN DE LA DEMANDA DE ENERGA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL GW.h

40 000 35 000 30 000GW.h

25 000 20 000 15 000 10 0002003 2004 2005 2006Pesimista

2007

2008Base

2009

2010Optimista

2011

2012

Escenario / Ao Pesimista Base Optimista

2003 20 272 20 534 20 851

2004 20 905 21 331 21 919

2005 21 557 22 091 23 071

2006 22 230 22 706 24 227

2007 22 923 23 545 25 619

2008 23 638 24 621 27 447

2009 24 376 25 746 30 827

2010 25 136 26 923 32 265

2011 25 921 28 153 34 344

2012 26 729 29 440 35 952


49


3.2

PROYECCIN DE MXIMA DEMANDA DE POTENCIA

En el grfico N 3.2 se muestran las proyecciones de la mxima demanda de potencia para el Sistema Elctrico Interconectado Nacional para los tres escenarios. Las tasas de crecimiento promedio anual para el perodo 2003 2007 de los escenarios Optimista, Base y Pesimista sern 4,75 %; 3,41 % y 3,06 % respectivamente. Para el perodo 2008 2012 estas tasas de crecimiento para los mismos escenarios sern de 5,87 %; 3,72 % y 3,17 % respectivamente.GRFICO N 3.2 PROYECCIN DE LA DEMANDA DE POTENCIA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW

5 500 5 000 4 500 4 000

MW

3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 2003 2004 2005 2006Pesimista

2007

2008Media

2009

2010Optimista

2011

2012

Escenario / Ao Pesimista Media Optimista

2003 2 989 3 028 3 069

2004 3 080 3 143 3 212

2005 3 176 3 255 3 366

2006 3 273 3 343 3 519

2007 3 372 3 463 3 695

2008 3 479 3 592 3 902

2009 3 588 3 725 4 321

2010 3 702 3 864 4 491

2011 3 820 4 008 4 715

2012 3 941 4 157 4 902


50


3.3

OFERTA DE ENERGA ELCTRICA

El aspecto principal del planeamiento de la expansin del sistema de generacin elctrica es la determinacin de la secuencia de construccin de proyectos que minimiza el valor presente de los costos de capital de la expansin y los costos de operacin del sistema, incluyendo combustible, que permiten atender la demanda con una confiabilidad determinada. En un mercado competitivo la expansin del sistema debe ser guiado por los conceptos de mnimo costo buscando optimizar el uso de los recursos disponibles. Esta expansin del sistema debe resultar tcnicamente factible y garantizar el cubrimiento de la demanda con niveles adecuados de confiabilidad, calidad y seguridad. La metodologa utilizada para la elaboracin del programa de expansin de la generacin en el SEIN se describe en el Anexo 7.1 Metodologa de las Proyecciones. Los criterios empleados para la expansin de la generacin han sido los siguientes: Probabilidad de prdida de carga Margen de reserva Condiciones hidrolgicas : 18 horas por cada periodo de 3 meses; : 30 % con un mnimo de 0% para el periodo crtico en la hidrologa seca; : Data histrica de 38 aos, dos condiciones hidrolgicas : hmeda (85% de probabilidad), seca (15% de probabilidad) : 250 US$/MW.h : 6 US$/kW.h : Centrales hidrulicas 50 aos; centrales ciclo combinado 25 aos : 0,254 US$/MW.h y para la CH Can del Pato 0,333 US$/MW.h

Costo de racionamiento Costo de energa no servida Vida til de las plantas Canon del agua

Para cada escenario de ocurrencia de la demanda se ha analizado su respectivo programa que corresponde a una expansin con las siguientes caractersticas: Centrales hidrulicas comprometidas: central hidroelctrica de Poechos en el primer trimestre del 2004 y el proyecto de la central hidroelctrica de Yuncn prevista para el tercer trimestre del ao 2005; Centrales trmicas comprometidas : compromiso de cambio de combustible a gas natural de la central trmica de Ventanilla (Unidades Siemens N 3 y N 4); Opciones trmicas : centrales de ciclo combinado, turbinas a gas, centrales diesel y centrales a carbn.

Los resultados de los anlisis efectuados se muestran en los cuadros N 3.1; N 3.2 y N 3.3 respectivamente. En el cuadro N 3.1 se aprecia que hasta el ao 2006 se tiene previsto el ingreso de las centrales hidroelctricas de Poechos y Yuncn, as como la reconversin de los grupos


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Siemens N 3 y N 4 de la central trmica de Ventanilla prevista en dos etapas; la primera, la reconversin de ambas unidades a turbinas a gas natural para el ao 2004 y la segunda el cambio de la unidad N 3 a ciclo combinado previsto para el ao 2006. Con la explotacin del gas natural de Camisea, se requiere el ingreso al SEIN de unidades de ciclo combinado a gas natural de 340 MW en los aos 2008, 2010 y 2012 en el escenario base.CUADRO N 3.1 OFERTA DE ENERGA ELCTRICA ESCENARIO BASE SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MWAo Gas Natural Camisea 324 15 130 73 Petroleo Diesel Petroleo Residual Carbn Mineral Hidro Proyectos Factibles Perodo 2003-2012 Conversin 2 unidades - CT Ventanilla CH Poechos 1 CH Yuncn Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

340


340


340 1093 145



El equipamiento de mnimo costo para el escenario de demanda pesimista se muestra en el cuadro N 3.2; donde se puede apreciar que la potencia y el nmero de centrales requerido por el sistema es el mismo que el escenario base, con la diferencia que la primera unidad de ciclo combinado no entrara en operacin en el ao 2008 sino un ao despus.CUADRO N 3.2 OFERTA DE ENERGA ELCTRICA ESCENARIO PESIMISTA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL - MWAo Gas Natural Camisea 324 15 130 73 Petroleo Diesel Petroleo Residual Carbn Mineral Hidro Proyectos Factibles Perodo 2003-2012 Conversin 2 unidades - CT Ventanilla CH Poechos 1 CH Yuncn Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

340 340

Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado

340 1093 145




52


En el cuadro 3.3 se muestra el equipamiento para el escenario de demanda Optimista en el cual se aprecia que las unidades comprometidas hasta el ao 2006 son similares a los mostrados en el escenario base. A partir del ao 2007 el sistema requiere el ingreso de unidades, siendo estas de ciclo combinado a gas natural con una capacidad de 340 MW cada una, para los aos 2007 al 2011.CUADRO N 3.3 OFERTA DE ENERGA ELCTRICA ESCENARIO OPTIMISTA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MWAo Gas Natural Camisea 324 15 130 73 340 340 340 340 340 Petroleo Diesel Petroleo Residual Carbn Mineral Hidro Proyectos Factibles Perodo 2003-2012 Conversin 2 unidades - CT Ventanilla CH Poechos 1 CH Yuncn Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado Una Central Ciclo Combinado

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

1773

145

Total Requerido (MW) = 1 918


Adicionalmente a los escenarios de demanda (medio, pesimista y optimista) se ha considerado tambin como alternativa de oferta una expansin hidrotrmica conforme a las siguientes especificaciones: Centrales hidrulicas comprometidas: central hidroelctrica de Poechos en el primer trimestre del 2004 y el proyecto de la central hidroelctrica de Yuncn prevista para el tercer trimestre del ao 2005. Centrales trmicas comprometidas: compromiso de cambio de combustible a gas natural de la central trmica de Ventanilla (Unidades Siemens N 3 y N 4) Proyectos de plantas trmicas: centrales de ciclo combinado, turbinas a gas, centrales diesel y centrales a carbn. Proyectos de plantas hidrulicas: CH Cheves, CH El Platanal, CH Quitaracsa, CH Huanza y CH Maran.

En esta expansin hidrotrmica se ha considerado a la central hidroelctrica El Platanal, debido a sus mayores posibilidades de implementacin en el perodo de estudio. En el cuadro N 3.4 se muestra el plan de equipamiento en el perodo de estudio; se aprecia que hasta el ao 2006 se tiene previsto el ingreso de las centrales hidroelctricas de Poechos y Yuncn, as como la reconversin de los grupos Siemens N3 y N 4 de la CT Ventanilla prevista en dos etapas: la primera, la reconversin de ambas unidades a gas natural para el ao 2004 y la segunda, el cambio de la unidad N 3 a ciclo combinado previsto para el ao 2006 y en el ao 2009 el ingreso de la CH El Platanal con una capacidad de 220 MW.


53


La inclusin de la central hidroelctrica El Platanal en la expansin hidrotrmica a diferencia de la expansin mostrada en el cuadro N 3.1, genera una disminucin de los costos marginales en el SEIN ya que la inclusin de una central con menores costos de operacin desplazar a otras de mayores costos, tal como se puede apreciar en los grficos N 3.15 y N 3.16. El margen de reserva obtenido en la expansin hidrotrmica es mayor.

CUADRO N 3.4 OFERTA DE ENERGA ELCTRICA ESCENARIO BASE HIDROTRMICO SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL MW

Ao

Gas Natural Camisea 324

Petroleo Diesel

Petroleo Residual

Carbn Mineral

Hidro

Proyectos Factibles Perodo 2003-2012 Conversin 2 unidades - CT Ventanilla

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

15 130 73

CH Poechos 1 CH Yuncn Cambio a Ciclo Comb. una Unidad - CT Ventanilla

340 220 340

Una Central Ciclo Combinado CH El Platanal Una Central Ciclo Combinado

340 1093 365




3.4

BALANCE OFERTA DEMANDA DEL SEIN

El balance de oferta y demanda de potencia elctrica para el perodo 2003 2012 se muestra en los grficos N 3.3; N 3.4 y N 3.5 para los escenarios Base, Pesimista y Optimista respectivamente. La demanda proyectada es ampliamente abastecida, tal es as, que el margen de reserva medio de los tres escenarios est alrededor del 30% a fines del horizonte de proyeccin.


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GRFICO N 3.3 BALANCE OFERTA - DEMANDA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ESCENARIO BASECH Poechos 15 MW CT Ventanilla Conversin 2 U - 324 MW Gas Natural CT Aguaytia Repotenciacin 6 MW CH CallahuancaRehabilitacin 3x 2,5 MW

Escenario Base - DemandaAo 2002 2012 Tasa Energa (GW.h) Potencia (MW) 19 659 2 909 29 440 4 157 4,12% 3,63%

9 000 8 000 7 000 6 000

CH Yuncn 130 MW


GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

MW

5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



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GRFICO N 3.4 BALANCE OFERTA - DEMANDA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ESCENARIO PESIMISTA

CH Poechos 15 MW CT Ventanilla Conversin 2 U - 324 MW Gas Natural CT Aguaytia Repotenciacin 6 MW CH CallahuancaRehabilitacin 3x 2,5 MW

Escenario Pesimista - DemandaAo 2002 2012 Tasa Energa (GW.h) Potencia (MW) 19 659 2 909 26 729 3 941 3,12% 3,08%

9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0

CH Yuncn 130 MW


GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

MW

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012



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GRFICO N 3.5 BALANCE OFERTA - DEMANDA SISTEMA ELCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL ESCENARIO OPTIMISTACH Poechos 15 MW CT Ventanilla Conversin 2 U - 324 MW Gas Natural CT Aguaytia Repotenciacin 6 MW CH CallahuancaRehabilitacin 3x 2,5 MW CH Yuncan 130 MW

Escenario Optimista - DemandaAo 2002 2012 Tasa Energa (GW.h) Potencia (MW) 19 659 2 909 35 952 4 901 6,22% 5,35%

9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0


GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

GN - CC 340 MW

MW

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

AOHidro Existente Trmico Existente Hidro Nueva Tmico Nuevo Demanda


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3.5

PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA POR TIPO DE COMBUSTIBLE

La estructura de la produccin de energa elctrica para el escenario optimista se muestra en el grfico N 3.6 donde se observa que la produccin por energa hidrulica se mantiene prcticamente constante durante el pe

Plan Referencial 2003

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