Source: https://es.scribd.com/doc/98308911/PERU-Sector-Electrico-2010
Timestamp: 2018-06-25 14:10:41+00:00

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ELÉCTRICO 2010
1. MARCO GENERAL a. Situación actual b. Marco normativo c. Organización INFRAESTRUCTURA a. Empresas eléctricas representativas b. Generación c. Transmisión d. Distribución PRINCIPALES INDICADORES a. Indicadores al año 2009 b. Fuente energética utilizada para la generación c. Evolución de la producción de electricidad d. Evolución de la potencia en oferta y demanda e. Evolución de la venta de electricidad f. Evolución de las inversiones PERSPECTIVAS a. Proyección de la demanda b. Equipamiento referencial en generación y transmisión c. Interconexión regional ENERGÍAS RENOVABLES a. Normatividad b. Avances c. Perspectivas EFICIENCIA ENERGÉTICA a. Normatividad b. Actividades y Avances c. Perspectivas OPORTUNIDADES DE INVERSIÓN EN GENERACIÓN a. Normatividad promotora b. Alternativas de inversión c. Desarrollo de la inversión OPORTUNIDADES DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN a. Normatividad promotora b. Alternativas de inversión c. Desarrollo de la inversión
ABREVIATURA Y UNIDADES
En el sector eléctrico se gestiona uno de los servicios básicos y fundamentales para todo desarrollo productivo, económico y social de un país. Por esta razón, es preponderante la promoción de inversiones que provean un servicio de eléctrico seguro, continuo, de buena calidad y que permita la ampliación de la cobertura eléctrica nacional. Actualmente, en el Perú, las oportunidades de inversión se pueden encontrar en las tres actividades que conforman la integración vertical del negocio eléctrico; la generación, transmisión y distribución. En dicho esquema de negocio el sector eléctrico peruano ha desarrollado una organización que promueve la competencia y la inversión y que ademas es reconocido regionalmente por tener un modelo regulatorio moderno que ha evolucionado oportunamente ante los desafíos de índole económico, social, ambiental y climatológico. El presente documento fue desarrollado por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas con el objetivo de brindar un breve resumen sobre la organización y situación actual del sector; de esta manera promover la inversión dentro de un modo informativo que guíe y facilite la búsqueda de mayor información. En ese sentido, el brochure contiene temas tales como: normas promotoras, infraestructura eléctrica, principales indicadores, perspectivas a futuro y proyectos de inversión. Además, se muestran los avances del sector en relación a la promoción de las energías renovables y la eficiencia energética. Agradecemos su atención al documento y esperamos que la presente sirva de ayuda para propiciar su aporte al desarrollo del sector eléctrico peruano.
léctrico 2010
a) Situación Actual En los últimos cinco años la demanda de electricidad en el país ha tenido un crecimiento promedio anual de 8%, debido entre otros aspectos al intenso desarrollo de la actividad minera y manufacturera. Además las condiciones macroeconómicas en el Perú han evolucionado positivamente, y han demostrado fortaleza ante las recientes crisis económicas internacionales. Como resultado, en el último quinquenio las inversiones en el sector eléctrico han crecido a una tasa promedio anual de 27%, pero aún así persiste la necesidad de asegurar la ejecución de nuevos proyectos para poder asegurar el abastecimiento de electricidad en el mediano y largo plazo. En ese sentido, se han establecido normas y promovido acciones de cooperación internacional que permitan: asegurar la oferta de generación, reforzar el sistema eléctrico, ampliar la cobertura eléctrica, promover la competencia en el mercado eléctrico y promover el uso sostenible y diverso de los recursos energéticos. En resumen el sector eléctrico ha desarrollado aspectos como:
− Mecanismos de incentivo para la inversión eléctrica − Promoción de las energías renovables para la generación eléctrica − Uso eficiente del gas natural para generación eléctrica − Seguridad y cobertura de la transmisión eléctrica − de eficiencia energética y seguridad eléctrica en los usuarios Cultura − Seguridad e integración energética − Promoción del desarrollo eléctrico preservando el medio ambiente
b) Marco normativo Normativa General Las actividades en el sector electricidad se rigen por la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley Nº 25844) desde 1992. Dicha ley se complementa desde el año 2006, con la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley Nº28832), con fines de mejorar la sostenibilidad, eficiencia y seguridad energética en el país. Asimismo, dentro del marco de las normas anteriores se perfeccionan y complementan los mecanismos de inversión con las siguientes normas:
−N° 1041 (junio de 2008), que también perfecciona la normatividad eléctrica y promueve el uso Ley
eficiente del gas natural.
−N° 1002 (mayo de 2008), que concede ventajas competitivas a los proyectos de generación con Ley
− DS Nº027-2007-EM y DS Nº010-2010-EM, que promueve la inversión en transmisión.
Por otro lado, los inversionistas pueden acceder a beneficios tributarios para mejorar la factibilidad económica de los proyectos de generación eléctrica:
−N° 1058 (junio de 2008), que establece el beneficio de la depreciación acelerada, hasta de 20% Ley
anual, para la inversión en proyectos hidroeléctricos y otros recursos renovables.
− 28876 (Junio de 2006), que establece la recuperación anticipada del impuesto general a las ventas Ley Nº
de electricidad en empresas que utilizan recursos hidráulicos y energías renovables. Adicionalmente, debe mencionarse que los inversionistas tienen el derecho de celebrar contratos de Estabilidad Jurídica, Estabilidad Tributaria y de Libre Disponibilidad de Divisas. Asimismo, si es necesario viabilizar la implementación de proyectos de infraestructura pública o de prestación de servicios públicos existe la modalidad de Asociación Público – Privada que agiliza los procesos de promoción a la inversión privada. Para mayor información las normas están publicadas en www.minem.gob.pe – Electricidad – Compendio de Normas. Estándares técnicos Es importante indicar que las empresas que desarrollan actividades eléctricas deben cumplir con los estándares técnicos nacionales como son:
− El Código Nacional de Electricidad Suministro y Utilización, que determina los criterios técnicos de
seguridad para los operadores de instalaciones eléctricas y usuarios finales.
− Norma Técnica de Calidad de Servicio Eléctrico, que establece los niveles mínimos de calidad de los
− Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo de las Actividades Eléctricas, que establece las
condiciones de seguridad e higiene ocupacional para toda actividad eléctrica. Cabe mencionar, que en materia de electrificación rural, según Ley N° 28749, “Ley General de Electrificación Rural”, el MINEM tiene la competencia para la ampliar la frontera eléctrica en el ámbito nacional, en coordinación con los Gobiernos Regionales, Gobiernos Locales, otras entidades públicas y privadas dedicadas a estos fines, permitiendo de esta manera el acceso del suministro de electricidad a los pueblos del interior del país.
c) Organización A nivel nacional, los agentes que participan en el subsector electricidad interactúan según la normatividad vigente, y dentro de una organización que promueve el irrestricto respeto a los derechos de las empresas para realizar actividades eléctricas, establecen los medios de protección al consumidor y el cuidado del medio ambiente. En el cuadro siguiente se presentan a los agentes promotores, reguladores y los agentes directos (empresas y clientes).
MINEM - DGE DGE DGEE DGAAE
Dirección General de Electricidad Dirección General de Eficiencia Energética Dirección General de Asunto Ambientales Energéticos Oficina General de Gestión Social
PROINVERSION Gobiernos Regionales
COES OSINERGMIN MINAM - OEFA INDECOPI DEFENSORÍA DEL PUEBLO
Comité de Operación Económica del Sistema Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental del MINAM
Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual
Compañías Eléctricas Clientes
Promotores DGE: *Concede derechos para la realización de estudios y construcción de infraestructura eléctrica considerando la aprobación ambiental previa de la DGAAE. Asimismo, promueve la generación de proyectos y norma las políticas del gobierno central para el sector eléctrico. DGEE: ** Se encarga de proponer la política de eficiencia energética, que incluye las actividades promocionales y regutatorias que sean necesarias en relación a las actividades energéticas renovables y no renovables. En ese sentido, se encarga de formular el Plan Energético Nacional, y actualizar el Balance de Energía. DGAAE: *Evalúa y aprueba los estudios ambientales de los proyectos eléctricos de acuerdo a las políticas
del MINAM y los estándares ambientales vigentes en la normatividad nacional. OGGS: Apoya en el establecimiento de una relación armoniosa entre las empresas y la población para un desarrollo sostenible a nivel social y local. Gobiernos Regionales: Impulsan los pequeños proyectos de electricidad según sus planes y políticas locales.
*En caso de pequeños proyectos de electricidad, la concesión de derechos se otorga en cada región a través de las Direcciones Regionales del MINEM (DREM´s) y son promovidas según las políticas energéticas de cada gobierno regional. **La DGEE se ha creado en mayo de 2010 con el Decreto Supremo Nª 026-2010-EM.
Reguladores COES: Es un organismo técnico que coordina la operación del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Asimismo, planifica el desarrollo de la transmisión del SEIN y administra el Mercado de Corto Plazo. El COES está conformado por todos los agentes del SEIN (Generadores, transmisores, distribuidores y usuarios libres). OSINERGMIN: Determina los precios de referencia en base a la política de precios de electricidad establecida por el MINEM, también supervisa y fiscaliza el cumplimiento de los contratos de concesión eléctrica. En ese sentido norma los procedimientos necesarios para sus actividades y ejerce la aplicación de las sanciones respectivas. MINAM - OEFA: Supervisa y fiscaliza los efectos al ambiente de acuerdo a las políticas del MINAM y los estándares ambientales vigentes en la normatividad nacional; asimismo ejerce la aplicación de sanciones respectivas. INDECOPI: Defiende la competencia del mercado eléctrico y los derechos de los consumidores. DEFENSORÍA DEL PUEBLO: Emite opinión y sugerencia a nivel persuasivo en protección a los derechos constitucionales de la persona y de la comunidad, y cumplimiento de los deberes de la administración pública y la prestación de los servicios públicos a la ciudadanía como es el caso de la electricidad. Agentes directos EMPRESAS ELÉCTRICAS: Dado que las actividades en el mercado eléctrico están desintegradas verticalmente en las actividades de generación, transmisión y distribución; en el sector participan empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras de electricidad tanto privadas como estatales. Respecto a las empresas estatales, FONAFE es la entidad que norma y dirige la actividad empresarial del estado; esta incluye a ADINELSA, una empresa estatal que administra la infraestructura de electrificación rural y aislada que es ejecutada por el estado en forma de subsidio para las zonas de pobreza y extrema pobreza. Cabe mencionar, que Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) es una institución sin fines de lucro que asocia a las empresas del sector minero y energético más representativas del país. CLIENTES: Consumidores directos que demandan electricidad para realizar sus actividades industriales y económicas ó para su uso a nivel residencial. En caso de ser grandes consumidores, tienen la opción de ser clientes libres (precio a libre negociación). Cabe señalar, que la Sociedad Nacional de Industrias (SNI) es una institución sin fines de lucro que asocia a las empresas industriales más representativas del país.
La infraestructura del sector eléctrico peruano está conformada principalmente por el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que cubre casi la totalidad del territorio nacional. Sin embargo, por razones técnicas y económicas, algunas zonas rurales ó muy aisladas, son cubiertas por pequeños sistemas aislados (SSAA). En dichos sistemas opera el mercado eléctrico nacional, y participan principalmente 23 empresas eléctricas de generación, 7 de transmisión y 24 de distribución. Por otro lado, existen empresas industriales denominados autoproductores que operan centrales de generación eléctrica para autoabastecerse de electricidad en forma total o parcial. a) Empresas Eléctricas Representativas Las empresas eléctricas más representativas del mercado eléctrico son tanto privadas como estatales y se muestran en el siguiente cuadro:
Tipo Privado Generación MW Transmisión Km Distribución Clientes
EDEGEL ENERSUR DUKE EGENOR KALLPA EGASA TERMOSELVA CHINANGO ELECTROANDES EEPSA CAHUA SHOUGANG ATOCONGO SDF ENERGÍA SINERSA AIPSA CORONA GEPSA SANTA CRUZ ELECTROPERU EGASA SAN GABÁN EGEMSA EGESUR
1 571 1 107 518 383 340 203 196 184 159 92 67 42 40 39 23 21 10 7 1 101 340 129 106 60
REPSA TRANSMANTARO REDESUR ISA PERÚ ETESELVA CONENHUA ETENORTE
4 342 603 428 392 392 371 342
EDELNOR LUZ DEL SUR ELECTROSURMEDIO EDECAÑETE ELECTROTOCACHE EMSEMSA EMSEU INADE CHAVIMOCHIC SERSA EILHICHA COELVISA ELECTROPANGOA EGEPSA EDELSA
1 060 498 829 153 166 060 29 086 11 515 7 362 6 814 5 130 5 068 3 536 1 826 1 343 1 095 887
HIDRANDINA ELECTROCENTRO ENOSA ELECTROSURESTE SEAL ELECTRONORTE ELECTROPUNO ELECTRORIENTE ELECTROSUR ELECTROUCAYALI
538 724 502 327 313 091 306 071 291 672 278 789 174 660 172 338 119 601 52 308
Fuente: Estadística Eléctrica 2009
En el parque de generación existen 45 centrales eléctricas mayores de 20 MW que operan para el mercado eléctrico y suman una capacidad total de 6 294 MW. Este grupo se compone de 21 centrales hidroeléctricas con un total de 2 927 MW y 24 son centrales termoeléctricas con un total de 3 367 MW. Entre las centrales termoeléctricas, 9 operan con gas natural y alcanzan un total de 2 443 MW Centrales Eléctricas de Generación mayores de 20 MW
C.T. TARAPOTO (24 MW) C.T. MALACAS (159 MW) C.T. IQUITOS (48 MW) C.T. PIURA (36 MW)
C.H. CARHUAQUERO (106 MW) C.T. CHICLAYO (27 MW) C.H. GALLITO CIEGO (38 MW)
LAMBAYEQUE PIURA AMAZONAS
C.T. TRUJILLO (22 MW) C.H. CAÑÓN DEL PATO (264 MW)
C.H. YUNCÁN (137 MW)
C.H. YAUPI (110 MW)
C.T. CHIMBOTE (44 MW) C.H. MALPASO (54 MW) C.H. CAHUA (43 MW)
C.T. OQUENDO (40 MW) C.T. VENTANILLA (524 MW) C.T. PARAMONGA (23 MW) C.T. INDEPENDENCIA (23 MW) C.T. SANTA ROSA (474 MW) C.T. ATOCONGO (42 MW) C.H. HUINCO (258 MW)
C.H. YANANGO (43 MW) C.H. CHIMAY (153 MW)
C.H. MOYOPAMPA (69 MW)
C.H. HUAMPANI (31 MW)
C.H. CALLAHUANCA (85 MW)
C.H. HUANCHOR (20 MW)
C.H. MATUCANA (129 MW)
C.T. CHILCA1 (562 MW)
ÉAN ACÍ OP
C.T. KALLPA (383 MW)
JUNIN LIMA MADRE DE DIOS
C.H. S.A .MAYOLO (798 MW) C.H. RESTITUCIÓN (215 MW)
C.H. SAN GABÁN II (113 MW)
C.H. MACHUPICCHU (90 MW) C.H. ARICOTA 1 (24 MW)
C.T. PISCO (75 MW) PLANTAS HIDROELÉCTRICAS PLANTAS TERMOELÉCTRICAS - GAS NATURAL PLANTAS TERMOELÉCTRICAS - CARBÓN PLANTAS TERMOELÉCTRICAS - DIESEL, RESIDUALES PLANTAS TERMOELÉCTRICAS - BAGAZO
Rango [20 - 100] MW [100 - 500] MW [500 -1 000 MW] Total general Hidroeléctrica Cant. MW 10 10 1 21 498 1 631 798 2 927 Termoeléctrica Cant. MW 16 6 2 24 653 1 628 1 086 3 367 Total Cant. 26 16 3 45 Total MW 1 151 3 259 1 884 6 294
C.T. SAN NICOLAS (67 MW) C.T. MOLLENDO (32 MW)
C.T. CHILINA (55MW)
C.H. CHARCANI V (145 MW)
c) Transmisión El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) cubre casi la totalidad de las regiones del país con líneas de transmisión de 220 kV, 138 kV y 60 kV de tensión nominal, en una configuración principalmente radial. Como se observa en el gráfico, en el corto y mediano plazo el SEIN será reforzado con redes de 500 kV. Cabe mencionar, que por lo general las líneas de transmisión que cubren mayor extensión del territorio nacional son operadas por las empresas de transmisión. Sin embargo, algunas empresas generadoras y distribuidoras también poseen redes de transmisión local para efectuar la entrega y retiro de las transacciones de energía respectivamente. Líneas de Transmisión Eléctrica mayores de 30 kV
CHILINA CHARCANI I,II,III,IV,VI
BOTIFLACA TOQUEPALA ARICOTA I CHALLAHUAYA TARATA
MONTALVO MOQUEGUA C.S. PAN. SOLAR 20T ILO 1 ILO 2 ILO
EL AYRO TOQUELA ALTO ARICOTA 2 LOS HEROES CALANA
TOMASIRI TACNA C.S. TACNA SOLAR 20TS LA YARADA
La distribución eléctrica es una actividad que se desarrolla dentro de las zonas de concesión otorgadas a las empresas distribuidoras, según se muestra en el mapa. Respecto a la característica técnica de la red, la frecuencia nominal es de 60 Hertz y la tensión nominal opera en 220, 380 y 440 voltios, la primera normalmente a nivel residencial, y las otras en caso de pequeños comercios e industrias. Las instalaciones y servicio de la red deben cumplir con las normas técnicas establecidas por El Código Nacional de Electricidad y las Normas Técnicas de Calidad. Áreas de Distribución Eléctrica con Concesión
ADINELSA COELVISA EDECAÑETE EDELNOR EDELSA ELECTRO CENTRO ELECTRO NOR OESTE ELECTRO NORTE ELECTRO NORTE MEDIO - HIDRANDINA ELECTRO ORIENTE ELECTRO PUNO ELECTRO SUR ELECTRO SUR ESTE ELECTRO SUR MEDIO ELECTRO TOCACHE ELECTRO UCAYALI EMSEMSA EMSEU LUZ DEL SUR PROYECTO ESPECIAL CHAVIMOCHIC SERSA SEAL
OC ÉA NO C PA C ÍFI O
a) Indicadores al año 2009
Cobertura Eléctrica* : Consumo per cápita : Capacidad Instalada : Hidroeléctrica : Termoeléctrica : Producción Hidroeléctrica Termoeléctrica : : : 80 % 999 kW.h/hab. 7 986 MW 41 % 59 % 32 945 GW.h 60 % 40 % Líneas de Transmisión 220 kV 138 Kv : : :
5 714 km 4 057 km
27 087 GW.h 2 638 MMUS$ 4,9 Millones
b) Evolución de la fuente energética utilizada para la generación La matriz energética de la producción bruta de electricidad para el mercado eléctrico esta compuesto principalmente por la hidroenergía y el gas Natural, luego en menor proporción por el carbón, diesel y residuales. Cabe resaltar, que en los últimos cinco años, la introducción del gas natural muestra un crecimiento promedio anual de 51%.
2001 2005 2007 2009
∆ : -23% Anual
∆:3% Anual
∆: 51 % Anual
Hidroenergía ∆ : 3% Anual
c) Evolución de la potencia en oferta y demanda
En términos de capacidad, en el último quinquenio, la oferta eléctrica a nivel Nacional y SEIN creció a incrementos anuales promedio de 466 MW y 372 MW respectivamente; es decir a un promedio anual de 7 %. Por otro lado, la máxima demanda del SEIN creció a promedio anual de 7%.
7 158 7 028 5 937 5 952 4 199 3 966 4 322 6 679
∆ 446 MW (7%) Anual:
∆ 372 MW (6%) Anual:
∆ 254 MW (7%) Anual:
d) Evolución de la producción de electricidad En los últimos cinco años, la producción de energía eléctrica a nivel Nacional y en el SEIN, creció 7% en promedio anual, significando esto un incremento promedio de alrededor de 1 800 GW.h /año. El factor de carga del SEIN en el año 2009 fue en promedio de 82%.
32 443 29 943
32 945 30 493 29 906
∆ : 1 859 GW.h (7%) Anual
∆ : 1 765 GW.h (7%) Anual
SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Anual, (%): ∆ Incremento promedio anual de los últimos cinco años
e) Evolución de la venta de electricidad Las ventas a clientes finales en los últimos 5 años creció en 8% promedio anual para el mercado regulado, y 6% en el mercado libre. Los clientes finales aumentaron a razón de 225 mil por año, es decir 5% anual en promedio.
15 205 14 569 7 028 12 395 11 882 5 952 4,36 4,62 4,88
Venta a Clientes Regulados (GW.h)
∆ 1 014 GW.h (8%) Anual:
Venta a Clientes Libres (GW.h)
Anual: ∆583 GW.h (6%)
Número de Clientes (Miles) Anual: ∆ 225 mil - año (5%)
f) Evolución de las inversiones La inversión total ejecutada por las empresas eléctricas en el año 2009 fue de US$ 991 millones. Dicho monto es mayor en 30% respecto al efectuado en el año 2008. En los últimos cinco años el incremento promedio anual fue de 30%. Generación En el último quinquenio la inversión total de las empresas eléctricas de generación se incrementó a una tasa promedio de 23% anual. Las empresas privadas tienen la mayor participación y han presentado una tendencia creciente en su inversión hasta el 2008.
Evolución de las inversiones en Generación (Período 1995 - 2009)
600 Millones de US$ 500 400 300 200 100 0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2008 2008 2009 2009 2009
Transmisión En caso empresas eléctricas de transmisión, en el último quinquenio sus inversiones se incrementaron a una tasa promedio de 87%, esta cifra es resultado del gran incremento en el año 2009 (490% respecto de 2008), donde se presenta el pleno desarrollo de grandes proyectos. Desde el año 2003 el estado ya no participa en la actividad de transmisión, por lo tanto desde esa fecha toda la inversión se atribuye a las empresas privadas.
Evolución de las inversiones en Transmisión (Período 1995 - 2009)
180 160 140 Millones de US$ 120 100 80 60 40 20 0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2006 2007 2007
Distribución Respecto a las empresas de distribución, en los últimos cinco años, sus inversiones están en crecimiento en un promedio anual de 21%. Esto es resultado total de las inversiones de empresas estatales y privadas, que invirtieron crecientemente en un promedio anual de 26% y 16% respectivamente dentro del mismo periodo.
Evolución de las inversiones en Distribución (Período 1995 - 2009)
250 200 Millones de US$ 150 100 50 0
En el sistema eléctrico peruano se preve desarrollar proyectos de mediano y largo plazo que refuercen la continuidad, seguridad, confiabilidad y calidad del suministro de electricidad. En generación, la tendencia esta orientada a cubrir los grandes incrementos de demanda con el desarrollo y operación de grandes centrales hidroeléctricas y centrales térmicas que usen eficientemente el gas natural, en forma complementaria se proyecta la aplicación de centrales eléctricas que usen energéticos renovables de tipo eólico, solar, biomasa y centrales hidroeléctricas menores de 20MW. Respecto a la transmisión, el futuro se orienta al reforzamiento del SEIN con redes eléctricas con tensión nominal de 500 kV. a) Proyección de la Demanda Energía Respecto a la demanda de energía, se estima que para el periodo de 2009 – 2019, el SEIN demandará energía eléctrica con un crecimiento promedio anual de 8,1% dentro de un escenario medio. En un escenario optimista la tasa de crecimiento promedio anual es de 9,0%, que es el caso donde todos los grandes proyectos mineros se ejecutan y el consumo masivo de electricidad de pequeñas demandas es creciente en un contexto de buena situación económica interna. En un escenario conservador la tasa es de 7,0%.
80 000 70 000 60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
70 271 Optimista 63 833 Medio 58 025 Conservador
Potencia En términos de potencia, el crecimiento promedio anual de la demanda en el escenario medio es de 7,8%, que representa un incremento medio anual de 497 MW y una potencia total adicional de 4 787 MW desde fines de 2009 hasta el año 2019. Para el escenario optimista y conservador, el crecimiento promedio anual es de 8,9% y 6,8% respectivamente y el incremento medio anual de potencia es de 592 MW y 412 MW respectivamente.
12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
9 975 Optimista 9 081 Medio 8 314 Conservador
Principales cargas Cabe resaltar, que el incremento de la demanda tiene como principal componente a los grandes consumidores del sector minero, debido al continuo reconocimiento mundial del Perú por sus grandes reservas de minerales y niveles de producción (Ranking mundial1: 1º Plata, 2º Zinc, 3º Cobre, 3º Estaño-Bismuto-Telurio, 4º Plomo, 6° Oro). En ese sentido, se proyecta el requerimiento de carga para varios proyectos de ampliación y nuevos campos mineros. Según se muestra en el siguiente cuadro.
1 A febrero 2010. Fuente: ECOMIN (Revista especializada en Minería - Energía e Hidrocarburos)
Norte Norte Medio
Majaz - Rio Blanco Otros (2 proyectos) Empresa Siderurgica del Peru Northern Peru Copper Corp. - Galeno Otros (7 proyectos) Shougesa (Ampliación) Chinalco - Toromocho Compañía Minera Antamina S.A. Refineria Cajamarquilla (Ampliación) Otros (13 proyectos) Aceros Arequipa Apurimac Ferrum Sociedad Minera Cerro Verde - ampliación Xstrata Peru - Las Bambas Anglo American - Quellaveco Grupo Mexico & Southern Peru - Tia Maria Southern Peru Copper C. - Los Chancas Otros (9 proyectos)
2016 2014-2015 2013 2016 2010-2017 2011 2013 2011 2013 2012-2015 2013 2017 2013 2018 2014 2011 2018 2011 - 2018
Potencia Total (MW) **
120 65 124 116 276 250 220 140 110 265 125 125 120 120 110 100 100 434
Incremento total de potencia 2010 - 2018
* Periodo ó año en que se presentaría el mayor incremento y requerimiento de potencia instalada. ** Incremento total de potencia del 2010 al 2018, en MW.
b) Plan de Equipamiento Referencial en Generación y Transmisión Para abastecer los grandes incrementos de demanda se tiene previsto hacer efectivo los compromisos e intenciones de inversión en el desarrollo de proyectos de generación y transmisión. Generación En caso de la generación, se prevé que el incremento de capacidad de generación desde diciembre de 2009 al año 2019 será de 8 634 MW y estará dado en la proporción de 49 % en centrales hidroeléctricas, 49% en centrales térmicas a gas natural (incluyendo la reserva fría) y 2% en centrales RER no hidráulicas. Como resultado, la reserva de potencia del SEIN en el año 2019 sería de 35%. El gráfico siguiente muestra el balance eléctrico de potencia – demanda del SEIN para el periodo 2010 – 2019.
Escenario Optimista de Demanda Año 2010 2019
CH Chevez (158 MW) II Fase CH Machupicchu (100 MW) CT Santo Domingo GN-CS (200 MW) CT El Faro, GN-CC (260 MW) CT Kallpa, GN-CC (280 MW) CH RER (108 MW) Eólica RER (110 MW) CH Pumamarca (1.8 MW) Solar RER (80 MW) CH Huanza (90.6 MW) CH La Virgen (64 MW) CT Ilo (400 MW) CT Talara (200 MW) CT Trujillo (200 MW) CT Fenix (570 MW) CT Las Flores TG2, GN-CS (192 MW) CH Santa Teresa (92 MW) CH Tarucani (49 MW) CC Aguaytía (90 MW) CT Chilca I, GN-CC (270 MW) CT Las Flores, GN-CC (192 MW)
Incremento de Generación al 2019 Tipo
CH Belo Horizonte (180 MW) CH Marañon (96 MW) CH Quitaracsa (112 MW) CT Nueva Esperanza GN (135 MW) CT Quillabamba GN-CC (130 MW)
Energía (GWh) 32 373 70 271 9.0%
Potencia (MW) 4 646 9 975 8.9%
MW 4 241 4 203 190 190 8 634
% 49% 49% 2% 2% 100%
Hidroeléctrica Térmica Eólica solar Eólica yysolar
CH Olmos (60 MW) CH San Gabán III (174 MW) CH Veracruz (730 MW) CH Inambari (20%) (440 MW) CH Chaglla (360 MW) CH San Gabán I (150 MW) CH San Gabán IV (130 MW) CH Santa Rita (260 MW)
CH Platanal (220 MW) CT Calana a GN (24 MW)
CT Kallpa TG3, GN (195 MW) CT Mollendo a GN (70 MW) CT Las Flores TG1, GN-CS (192 MW)
CH Paquitzapango (50%) (750 MW
39% 31% 37% 36%
4,000 2,000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
C.H. Existente
C.H. Proyectadas
C.E. y C.S.
C.H. con Brasil
C.T. Existentes
C.T. Proyectadas
Transmisión El incremento de la demanda de electricidad y la oferta de generación obliga a que la red de eléctrica aumente su capacidad de transmisión, de esta manera evitar la congestión y dar mayor eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema. Por lo tanto, se tiene previsto que el SEIN opere ahora sobre una nueva y mayor tensión nominal de 500Kv, según los proyectos que se licitan y se contemplan en los planes de transmisión. En ese sentido, según el registro de proyectos licitados, aquellos en proceso de licitación y previstos licitar, para el periodo de 2010 al 2014 estarán en servicio nuevas líneas de transmisión que suman un total adicional de 4 371 km, donde el 56% corresponde a redes de 500 kV, el 41% de 220 Kv y 3% de 138 kV. Existen más planes de reforzamiento de redes existentes y ampliación de capacidad de subestaciones según acuerdos aprobados por las empresas eléctricas de transmisión. Mayor detalle de los planes y proyectos de transmisión se muestran en los siguientes capítulos.
Estado Licitado Licitado Licitado Líneas en proyecto LT Chilca Planicie Zapallal LT Chilca Zapallal LT Carhuamayo Paragsha Conococha Huallanca Cajamarca, LT Cerro Corona Carhuaquero LT Independencia Ica (Doble Circuito) Mantaro Caravelí Montalvo LT Machupicchu Cotaruse LT Zapallal Chimbote Trujillo LT Chilca Marcona Ocoña Montalvo LT Tintaya Socabaya LT Piura Talara (2do circuito) LT Pomacocha Carhuamayo LT Machupicchu Abancay Cotaruse LT Trujillo Chicayo LT Cajamarca Norte - Caclic LT Caclic Moyobamba LT Onocora Tintaya Tensión (Kv) 220 500 220 Longitud (km) 94 94 671 Año de puesta en operación 2010 2011 2011
Licitado Licitado Licitado Licitado Licitado Licitado Licitado Licitado En licitación En licitación En licitación En licitación Previsto
220 500 220 500 500 220 220 220 220 500 220 138 220
55 742 204 530 872 207 103 110 204 200 167 118 75
2011 2012 2012 2012 2013 2013 2012 2012 2013 2013 2013 2013 Por definir
Nuevas 500 Kv Nuevas 220 Kv Nuevas 138 kV Existentes 220 Kv Existentes 138 Kv
2 438 km 2 815 km 118 km
c) Interconexión Regional Con el fin de abastecer la demanda eléctrica nacional en el largo plazo, la interconexión con otros paises es una opción estratégica que se desarrolla en base a los beneficios que pueda obtenerse por aspectos técnicos y económicos. El primer aspecto se basa en los criterios de mayor confiabilidad, seguridad de suministro y eficiencia del uso de recursos energéticos en el SEIN, y en el segundo, sobre la factibilidad económica para fomentar grandes inversiones. Actualmente, se promueve la interconexión regional en el país con el objetivo de evaluar la posibilidad de desarrollo grandes proyectos hidroeléctricos ubicados en la vertiente Amazónica de la zona centro y sur del país. En ese sentido, el 18 de mayo de 2008, se suscribió un Convenio de Integración Energética entre el Ministerio de Energía y Minas de Perú y el Ministerio de Minas y Energía de Brasil, para desarrollar acciones conjuntas con fines de evaluar la complementación energética entre ambos países.
Respecto a la interconexión eléctrica con Ecuador, ya esta implementado el enlace de transmisión de 220 kV, entre Tumbes (Perú) y Machala (Ecuador), con una capacidad limitada a 160 MW y de operación asíncrona. Este sistema no opera de manera continua dado que aún existen diferencias entre los esquemas regulatorios de cada país. Sin embargo, en el periodo de Diciembre 2009 – Abril 2010, el Perú exportó hacia Ecuador un promedio de 60MW de potencia. Asimismo, debido a la dificultad de acceso y el poco desarrollo de los sistemas eléctricos en la zona de frontera con Colombia, el enlace con el Ecuador permitiría también un intercambio de energía con Colombia, siempre y cuando se adecuen también los esquemas regulatorios y operativos entre los países. Finalmente, la interconexión con Bolivia y Chile tiene un limitante técnico que es diferencia de frecuencia de operación de sus sistemas respecto al SEIN, por lo cual es indispensable el uso de un convertidor de frecuencia para el enlace.
La política energética del país promueve el desarrollo de las energías renovables, y respecto de la generación eléctrica, la normativa determina que para los incentivos normativos, los Recursos Energéticos Renovables (RER) son la fuente de biomasa, eólico, solar, geotermia y mareomotriz. Tratándose de energía hidráulica, cuando la capacidad instalada de una central eléctrica no sobrepasa los 20 MW. a) Normatividad Como se ha referido inicialmente, para promover el uso de RER se promulgó en mayo de 2008 el Decreto Legislativo Nº 1002, Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con Energías Renovables, que concede ventajas competitivas a los proyectos de generación con energías renovables para participar en el mercado de eléctrico. Las principales políticas e incentivos que establecen esta ley y su reglamento (Decreto Supremo Nº 050-2008-EM de octubre de 2008) son: - Porcentaje objetivo de cubrir un porcentaje del consumo de electricidad nacional con la producción eléctrica de RER. El porcentaje objetivo durante el primer quinquenio es de 5% y sería actualizado cada cinco años por el MINEM. No se incluye en dicho porcentaje a la producción de centrales hidroeléctricas consideradas renovables. - El uso de mecanismos de subastas de energía a proyectos de generación RER, que garantiza al inversionista adjudicatario un precio firme (ofertado en la subasta) por la energía que inyecta al sistema durante el periodo de contrato de suministro de hasta por 20 años. - Prioridad en el despacho de carga y acceso a redes de transmisión y distribución. Adicionalmente, en caso de la Geotermia se aplica la Ley Nº 26848 del 23 de julio de 1997, Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos y el Decreto Supremo Nº 019-2010 EM del 8 de abril de 2010, esta última deroga normas anteriores y reorganiza aspectos promotores para la geotermia. Cabe señalar, que se aplican también incentivos tributarios como son: Régimen de Depreciación Acelerada de activos para efectos de Impuesto a la Renta (D.L. N° 1058) y la Recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas (D.L. N° 973, Ley Nº 28876 y su Reglamento DS Nº 037-2007-EF). b) Avances Como resultado del conjunto de mecanismos promotores, el 18 de febrero de 2010 se inició la primera subasta de centrales de generación RER con el objetivo inicial de cubrir la demanda de 1 000 MW, con 500MW de potencia con generación hidroeléctrica y 1314 GW.h de energía (con factor de potencia de 0.3, es una potencia equivalente de 500 MW) entre tectologías eólica, biomasa y solar; y promover la puesta en operación de estas centrales hasta antes de diciembre de 2012. En la primera convocatoria de esta subasta se adjudicaron 412 MW entre centrales hidroeléctricas (17), eólicas (3), de biomasa (2) y solar (4), con participaciones de 39%, 34%, 7% y 19% respectivamente. Esta potencia cubre el 10% de la máxima demanda del SEIN.
Cantidad de centrales adjudicadas 17 3 2 4 26 500.0 Demanda Requerida Potencia (MW/año) 500.0 320.0 813.0 181.0 1,314.0 Energía (GW.h/año) Precio Tope (US$/MWh) 74.0 110.0 120.0 269.0 Oferta Adjudicada Potencia (MW) % 162.3 142.0 27.4 80.0 411.7
Energía (GWh/año) 999.3 571.0 143.3 172.9 1,886.6
Precio Medio Adjudicado (US$/MWh) 60.02 80.36 63.45 221.09 81.20
Hidro * Eólica Biomasa** Solar
34% 7% 19%
* Cinco de las centrales hidroeléctricas adjudicadas ya se encuentran en operación. ** Una de las centrales térmicas a biomasa adjudicadas ya se encuentra en operación. En la segunda convocatoria solo se adjudicó a una Central hidroelectrica de 18 MW. Mayor detalle en la siguiente en la página web del OSINERGMIN - Dataroom Subasta de Energías Renovables.
Otro resultado, es que al 31 de octubre de 2010, se registran 11 concesiones temporales para la realización de estudios en proyectos eólicos que se ubican mayormente a lo largo de la zona costera del país. Respecto a centrales RER existentes y en operación, en la actualidad, a nivel comercial existen varias empresas eléctricas que operan centrales hidroeléctricas menores a 20 MW y un caso de central térmica a base de biomasa (C.T. Paramonga I de 23MW). Lo mismo ocurre a nivel de uso propio donde se presenta más casos de industrias con centrales de biomasa. Por lo tanto, no existen aún grandes parques de generación a base de energía eólica, solar, geotérmica o mareomotriz. Sin embargo, existen pequeñas unidades de producción que aplican la tecnología Solar, Eólica ó Hibrida EólicoSolar, que son producto de los programas de Electrificación Rural del MINEM, así como de otras entidades multisectoriales y organismos no gubernamentales. c) Potencial El Perú posee compleja geografía dominada principalmente por las elevaciones de la Cordillera de los Andes y las corrientes del Pacífico, que le configura climas y paisajes tan ampliamente variados como la costa desértica, la puna de los altos Andes o la selva amazónica. Como resultado es uno de los países de mayor biodiversidad en el mundo y de mayores recursos minerales, esto coincide también con la diversidad de recursos energéticos renovables que posee en su territorio. Potencial Hídrico En la actualidad no se cuenta con una estimación oficial del potencial hidroeléctrico nacional sobre centrales hidroeléctricas menores de 20 MW ó PCH. El último estudio completo sobre el potencial hídrico fue desarrollado por la cooperación técnica alemana en la década del 70 y fue denominado Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional (EPHN), el cual se basó sobre unidades hidroeléctricas convencionales superiores a 30MW. En dicho estudio se determinó un potencial técnicamente aprovechable cercano a 60 000 MW, donde el 86% proviene de los recursos de la Cuenca del Atlántico, 14% de la Cuenca del Pacífico y 0,3% de la Cuenca del Río Titicaca. Cabe mencionar, que el MINEM viene gestionando la elaboración del Mapa Hidrológico (Hidrogis) a nivel de centrales baja potencia. Potencial Eólico El mayor potencial de energía eólica se presenta en el litoral de la costa peruana, debido a la fuerte influencia del anticiclón del Pacífico y de la Cordillera de los Andes, que generan vientos provenientes del suroeste en toda la región de la costa. En el año 2008, se desarrollo el Atlas Eólico del Perú, que contiene registros promedios de la intensidad de vientos sobre el territorio nacional y es una referencia importante para los futuros proyectos eólicos de pequeña y gran escala. Asimismo, el Atlas Eólico estima que el potencial eólico estaría sobre los 77 000 MW y que en forma aprovechable puede obtenerse más de 22 000 MW, sin embargo estos cálculos son estimaciones muy sesgadas y requiere de estudios mas detallados. Cabe mencionar, que otros estudios previos indican que solo el litoral del Perú cuenta con un potencial eólico de 57 000 MW.
VIENTO MEDIO ANUAL A 100 m TERRITORIO NACIONAL (0CTUBTRE 2001)
Potencial Solar El Perú cuenta con niveles de radiación solar que puede permitir el uso en unidades de generación eléctrica de gran potencia para el mercado eléctrico del sistema interconectado y otras diversas aplicaciones en zonas rurales muy aisladas. Siempre dependiendo del avance tecnológico y la evolución decreciente de los costos en infraestructura. Aunque aún no se ha estimado el potencial en términos de capacidad de proyectos solares para generación eléctrica, se dispone de un Atlas Solar que contiene registros de rangos promedio de radiación solar para cada mes del año, por lo tanto es una guía importante para los interesados en desarrollar proyectos solares.
ENERGÍA SOLAR INCIDENTE DIARIA PROMEDIO ANUAL (0975 - 1990)
Potencial Geotermal Desde 1977 se han efectuado diversos estudios sobre el potencial geotermal, con las cuales se han dividido los campos geotermales en 6 regiones: Región I: Cajamarca, La Libertad Región II: Callejón de Huaylas Región III: Churín Región IV: Zona Central Región V : Cadena Volcánica del Sur Región VI : Puno, Cusco Aún no se ha determinado el potencial geotermal del país para generación eléctrica, pero existen diversos estudios al respecto y sobretodo dos proyectos con estudios a nivel de prefactibilidad que muestran un total de 200 MW como mínimo, ambos ubicados en la región V de la Cadena Volcánica del Sur (región de Tacna) en con los campos geotérmicos de Borateras (50 MW) y Calientes (150 MW) respectivamente. Cabe mencionar, que en diciembre de 2009, se dio inicio a la cooperación técnica de la Agencia de Cooperación Internacional del Japón JBIC al MINEM, para la elaboración de un Plan Maestro de Desarrollo de la Energía Geotérmica en el Perú. Potencial en Biomasa Aún no se realizado estudios para determinar el potencial de biomasa en términos de capacidad de proyectos de generación eléctrica. Sin embargo, se estima que se puede obtener hasta 177 MW en centrales convencionales de biomasa y 51 MW con el uso de biogás, utilizando como dato los registros de producción al año 2009, de residuos agroindustriales en plantas de procesamiento de la caña de azúcar, cáscara de arroz, algodón, trigo, espárrago y los residuos forestales provenientes de los aserraderos.
El uso eficiente de la energía (UEE) se define como la utilización de los energéticos en las diferentes actividades económicas y de servicios, mediante el empleo de tecnologías de última generación, equipos eficientes con requerimientos mínimos para asegurar un mayor estándar de eficiencia energética, buenas prácticas y hábitos de consumo para el ahorro de energía con el fin de contribuir al desarrollo sostenible del país. En ese sentido, la eficiencia energética es considerada como una actividad permanente y de largo plazo, para lo cual se han establecido líneas de acción como parte del plan energético nacional: Marco Regulatorio que define la Política de Eficiencia Energética Generación de una Cultura de Eficiencia Energética Aplicación de la política del uso eficiente de la energía. Sistema de Monitoreo y Fiscalización.
Asimismo, el Plan Referencial de Uso Eficiente de Energía 2009 – 2018 tiene como objetivo reducir el consumo de energía en un 15% hasta el año 2018, sin afectar la producción o servicios de los diversos sectores económicos ni el confort del sector residencial. Este ahorro se alcanzaría aplicando las medidas de política en los siguientes sectores priorizados: residencial, productivo y de servicios, público y transportes; en relación a la demanda base de energía proyectada hasta ese año. Cabe destacar, que en Mayo de 2010, se creó dentro del MINEM a la Dirección General de Eficiencia Energética. Hasta dicha fecha todas las actividades de desarrollo de la Eficiencia Energética que se describen en el presente documento se realizan en la Dirección General de Electricidad, hasta la transferencia efectiva de las actividades. Mayor información sobre el avance de la Eficiencia Energética se encuentra publicada en la website: www.minem.gob.pe del Menú Electricidad – Eficiencia Energética. a) Marco Regulatorio y Normatividad El marco legal de las actividades de Eficiencia Energética es el siguiente: - La Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía (Ley N° 27345, setiembre 2000) y su Reglamento (D.S. Nº 053-2007, octubre 2007). - Decreto Supremo Ahorro Energía en el Sector Público (D. S. Nº 034-2008-EM, junio 2008) - Decreto Supremo Nº 026-2010, mediante el cual se crea la Dirección General de Eficiencia Energética en el Ministerio de Energía y Minas. - Resolución Ministerial Nº 469-2009 – MEM/DM que aprueba el Plan Referencial del Uso Eficiente de la Energía 2009 – 2018. - Resolución Ministerial Indicadores de Consumo Energético y Metodología de Monitoreo (RM Nº 0382009-MEM/DM, enero 2009), que forma parte de la Tercera Disposición Transitoria del Reglamento de la Ley Nº 27345. Normatividad Técnica sobre Eficiencia Energética es la siguiente: - Normas Técnicas para la Eficiencia Energética a través del INDECOPI sobre Iluminación, Calderas Industriales, Refrigeración, Sistemas Solares, Motores Eléctricos y Calentadores de Agua. - Estándares mínimos para el etiquetado en eficiencia energética y se ha elaborado las guías respectivas, con la finalidad de permitir al consumidor determinar el producto que consume menos energía para su decisión de compra. - Normas referidas a sistemas solares y eólicos en viviendas, en base a un Programa Multisectorial de Eficiencia Energética como es el trabajo conjunto con el Ministerio de Vivienda, Construcción y - Norma de Construcción Bioclimática, liderado por el Ministerio de Vivienda, Construcción y Saneamiento. (En elaboración).
b) Actividades y Convenios Actividades Se realizan actividades permanentes y periódicas dentro de las líneas de acción mencionadas: - Campañas de sensibilización periódicas a través de medios de comunicación masivos (televisión, radio y publicidad móvil). Cabe señalar que se instituyó el 21 de octubre como el Día Nacional de Ahorro de Energía. - Capacitación a consumidores sobre prácticas de uso eficiente, por medio de seminarios y exhibiciones de módulos interactivos. - Campañas en el sector educación, con capacitación teórica-practica en seguridad eléctrica, uso eficiente de la energía y protección del ambiente. - Encuestas de hábitos de consumo de energía eléctrica en los diferentes sectores económicos del país. - Actualización del Sistema Interactivo de Eficiencia Energética (SIEE), para proveer información libre y relevante sobre el tema de Eficiencia Energética. Se desarrollan otras normas técnicas peruanas de eficiencia energética que deben ser aprobadas por el INDECOPI (Instituto Nacional de Defensa del Consumidor y de la Propiedad Intelectual). Las normas que se están desarrollando se refieren a: Seguridad eléctrica. Métodos de ensayo. Estándares de eficiencia energética. Etiquetado de artefactos y equipos de consumo eléctrico.
Convenios Se realizan actividades dentro de lo establecido por convenios interinstitucionales y de cooperación internacional: - Convenio con FONAFE para adquirir 1,59 millones de lámparas fluorescentes compactas (LFC) y sustituirlas por focos incandescentes, habiendo logrado una reducción de 53,43 MW. Este proyecto esta por concluirse en Julio de 2010 y se inicia los estudios para que este proyecto adquiera los beneficios de los Bonos de Carbono MDL. - Se desarrollan estudios para hacer un proyecto similar al convenio con FONAFE, esta vez para el uso de Tecnologías LEDs en iluminación de algunos Edificios del Sector Público. - Con fecha 14 de mayo de 2010 se renovó el Convenio de Cooperación Interinstitucional entre el Ministerio de Energía y Minas y el Ministerio de Educación por un periodo de 3 años. Su objetivo es promover y evaluar acciones orientadas al uso eficiente y responsable de la energía renovable y no renovable, la seguridad eléctrica y la protección del ambiente en las comunidades educativas, en el marco de la educación para el desarrollo sostenible. - Convenio de Cooperación Técnica GEF/PNUMA para un proyecto que tiene como objetivo la transformación del mercado de iluminación en el Perú denominado “Lighting Market Transformation in Peru”. El plazo de ejecución es de cuatro años. - Convenio de Cooperación Técnica GEF/PNUD para el un proyecto que tiene como objetivo el fortalecimiento de los estándares y etiquetado de eficiencia energética en todos los equipos consumidores de energía (exceptuando iluminación) en el Perú, denominado “Lighting Standard and Labeling on Energy Eficiency in Peru”. La duración del proyecto es de 4 años. - Cooperación técnica del grupo de trabajo en energía del APEC (EWG-APEC), para desarrollar un Informe de Diagnostico sobre el grado de avance de la eficiencia energética en el país através de un modelo de revisión por pares (Peer Review on energy efficiency & survey of climate change policies & other approaches to reducing greenhouse gas emissions). En noviembre de 2010 se espera la reunión de los evaluadores internacionales y el informe final dentro del primer semestre de 2011.
c) Perspectivas Otras actividades que se prevé realizar son los siguientes: equipos energéticamente más eficientes. − Capacitación y ejecución de proyectos en materia de Administración de la Demanda Eléctrica. − Elaboración de la normatividad técnica para la instalación y operación de sistemas de generación de energía eléctrica a través de energías renovables no convencionales. − Proyecto de eficiencia energética y uso de energías renovables en campus universitarios hacia su neutralidad climática, utilizando la metodología ESCOs. − Desarrollar los proyectos del uso eficiente de la energía en el sector productivo, transportes, público y comercio. Como se mencionó anteriormente, el Plan Referencial determinó el objetivo de ahorrar el 15% de energía hasta el 2018. Para ello, dicho plan indicará las tendencias y deberá ser actualizado a medida que se vayan disponiendo de datos más recientes, si se deseara tener resultados más exactos y convertirlo en un Plan Referencial indicativo. Asimismo, el Plan estima que con la implementación de diversos programas y proyectos, el comportamiento de la demanda de energía, sería tal como se muestra en el siguiente gráfico.
− Promover fuentes de financiamiento para proyectos de eficiencia energética en relación a
Evolución de la Demanda de Energía con y sin programas de Eficiencia Energética en todos los Sectores 2009- 2018
Demanda sin programas de eficiencia
Demanda con los proyectos ya identificados y calculados en el presente Plan
TJ x 1000
Demanda con los programas de eficiencia para alcanzar el 15% de ahorro respecto al escenario base a partir del 5to año
Perspectivas Oportunidades de Inversión en Generación
a) Normatividad Promotora Según lo desarrollado en capítulos anteriores, existen normas que promueven la inversión y son aplicables a los proyectos de generación. Los atributos que más destacan sobre estas normas son:
− Procedimientos claros en el otorgamiento de derechos eléctricos para el desarrollo de
construcción y operación de centrales de generación (Ley Nº 25844). − Ingresos por venta de energía en diversas opciones de competencia:
Competencia en el mercado por venta de energía al costo marginal (Mercado Spot) de la energía producida (Ley Nº 25844). Competencia por el mercado, a través de licitaciones de suministro para obtener contratos corto y largo plazo de ventas de energía. A las ofertas respaldadas con proyectos hidráulicos se aplica un factor de descuento a la energía ofertada, a fin de ponerlos en condiciones competitivas ante las centrales térmicas (Ley Nº 28832). Subastas de energía de centrales hidroeléctricas que garantizan su inversión a través de contratos de venta de energía de largo plazo (PROINVERSIÓN). Contratos bilaterales para ventas de energía a precio regulado ó libre (Ley Nº 25844).
− Subastas de oferta de energía de centrales eléctrica RER, que asegura el retorno de la inversión a través de la
preferencia en el despacho y compensación por primas sobre los ingresos por venta de energía (Ley Nº 1002). − Beneficios tributarios con el régimen de depreciación acelerada de hasta de 20% anual para la inversión proyectos hidroeléctricos y otros recursos renovables (Ley N° 1058). Asimismo, el régimen de recuperación anticipada del impuesto general a las ventas de electricidad (Ley Nº 28876). b) Alternativas de Inversión Los inversionistas que desean conocer proyectos de inversión en generación pueden considerar las siguientes fuentes de información: Proceso a través de PROINVERSIÓN El Ministerio de Energía y Minas encarga a PROINVERSION el desarrollo de licitación por subastas de proyectos que son considerados de necesidad nacional. En la actualidad, se presentan alternativas de inversión (Menú de Proyectos en Cartera de Proinversión ENERGÍA en www.proinversion.gob.pe) según el cuadro siguiente:
Cronograma de Procesos en Marcha (al 02 de noviembre de 2010)
Inversión Proyecto Reserva fría de Generación (200 MW)** Energía de Centrales Hidroeléctricas (3) Central Hidroeléctrica Santa Teresa Localización Estimada (US$ millones) Incl.IGV 200 Presentación Oferta 2010-11-25 (1) Fecha estimada de otorgamiento de Buena Pro 2010 3 Trim 4 Trim X 2011 1 Trim 2 Trim
Trujillo e Ilo
2010-07-13 (2)
Fuente: PROINVERSION (Agosto 25, 2010) 1/ Circular Nº 22 2/ Circular Nº 01 (2010-10-26) 3/ Buena pro adjudicada a Luz del Sur S.A.A. circular Nº 19 (2010-09-07)
Procesos a través de OSINERGMIN OSINERGMIN esta encargo de conducir los procesos de subasta de energías renovables. En ese sentido, se presentan diversos postores para ofertar la producción de electricidad con energías renovables y en caso de ser proyectos se comprometen a su puesta en operación dentro de un plazo determinado. Como referencia durante la primera convocatoria de la primera subasta RER se adjudicaron varios proyectos RER según se muestra en el cuadro siguiente. Actualmente esta en proceso la segunda convocatoria de esta primera subasta (Informes en menú Data Room de www.osinerg.gob.pe).
Proyectos RER en construcción adjudicados en la Primera Convocatoria de la Primera Subasta RER.
Tecnología 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Hidroeléctrica Proyecto CH Santa Cruz II CH Nuevo Imperial CH Yanapampa CH Huasahuasi II CH Huasahuasi I CH Chancay CH Roncador CH Angel I CH Angel II CH Angel III CH Purmacana Barra de Conexión Huallanca 138 kV Cantera 220 kV Paramonga Nueva 220 kV Caripa 138 kV Caripa 138 kV Zapallal 220 kV Paramonga Nueva 220 kV San Gaban 138 kV San Gaban 138 kV San Gaban 138 kV Paramonga Nueva 220 kV Tocache 138 kV Marcona 220 kV Talara 220 kV Guadalupe 220 kV Cajamarquilla 220 kV Ilo ELP 138 kV Repartición 138 kV Repartición 138 kV Tacna - Los Héroes 66 kV Precio (US$/MWh) 55.00 55.99 56.00 57.00 58.00 58.50 59.85 59.97 59.98 59.99 60.00 Potencia (MW) 6.50 3.97 4.13 8.00 7.86 19.20 3.80 19.95 20.00 19.95 1.80 Energía (GWh) 33.0 25.0 28.0 42.5 42.5 143.0 28.1 131.0 131.0 131.0 9.0 Entrada en Operación 2010-07-01 2012-05-01 2012-12-01 2012-04-01 2012-10-01 2012-12-31 2010-12-01 2012-12-31 2012-12-31 2012-12-31 2011-07-01 Postor Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Hidrocañete S.A. Eléctrica Yanapampa S.A.C. Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C. Sindicato Energético S.A. (Sinersa) Maja Energía S.A. Generadora de Energía del Perú S.A. Generadora de Energía del Perú S.A. Generadora de Energía del Perú S.A. Eléctrica Santa Rosa S.A. Consorcio Energoret Ingenieros Consultores E.I.R.L. / Manufacturas Industriales Mendoza S.A. Consorcio Cobra S.A. / Perú Energía Renovable S.A. Energía Eólica S.A. Energía Eólica S.A. Petramas S.A.C. Consorcio Panamericana Solar 20TS (Grupo T-Solar Global S.A. / Solarpack Corporation Tecnoilogia S.L.) Grupo T-Solar Global S.A. Grupo T-Solar Global S.A. Consorcio Tacna Solar 20TS (Grupo TSolar Global S.A. / Solarpack Corporation Tecnoilogia S.L.)
CH Shima
Eólica Eólica Eólica Biomasa
CE Marcona CE Talara CE Cupisnique CTB Huaycoloro
65.52 87.00 85.00 110.00
32.00 30.00 80.00 4.40
148.4 119.7 303.0 28.3
2012-12-01 2012-06-29 2012-06-29 2011-07-01
Panamericana Solar 20T
Majes Solar 20T Repartición Solar 20T Tacna Solar 20TS
222.50 223.00
Fuente: MINEM, a junio de 2010
Procesos a través del Ministerio de Energía y Minas El Ministerio de Energía y Minas presenta un portafolio de proyectos de generación que contiene datos referenciales de proyectos que en algunos casos están sin concesión y disponibles para realizar estudios a mayor detalle, otras cuentan con derecho otorgado en busca de financiamiento para cumplir con los plazos de ejecución de estudios o de construcción. Cabe mencionar, que puede haber más de un derecho otorgado para estudios en una misma zona de concesión (concesión temporal). En ese sentido, los derechos que se otorgan se agrupan de la siguiente manera:
− Concesiones Definitivas: Con derecho otorgado y compromisos para la construcción de la central eléctrica
dentro de un plazo determinado según el Calendario de Ejecución de Obras. Esto es aplicado a proyectos de generación hidroeléctrica mayores a 20 MW y centrales eléctricas RER (Hidroeléctricas menores de 20 MW, centrales eólicas, solares, térmicas de biomasa o geotermal). − Concesiones Temporales: Con derecho otorgado y compromisos para la realización de estudios de factibilidad en un plazo no mayor a 2 años. Esto es aplicado a los proyectos de generación de cualquier tipo y tamaño, incluyendo a las centrales eléctricas RER. − Autorizaciones: Con derecho otorgado y compromisos para la construcción. Esto es aplicado a centrales termoeléctricas mayores a 500 kW y no corresponden a centrales eléctricas RER. − Sin concesión: Sin derecho otorgado. Algunos proyectos poseen estudios anteriores que pueden ser a nivel definitivo, de prefactibilidad o de perfil, y que probablemente no obtuvieron financiamiento dentro del plazo establecido. El estado de las concesiones de proyectos se encuentra publicado en www.minem.gob.pe PROYECTOS CON CONCESIÓN DEFINITIVA
Proyectos Hidroeléctricos con concesión definitiva mayores de 20 MW (Actualizado al 31 de octubre de 2010)
N° Central Hidroeléctrica Titular de la Concesión Potencia Instalada (MW) Ubicación Resolución Suprema(3) Fecha de Inicio de Obras(2) 2009.10.31 (1era. Etapa) 2012.07.31 (2da. Etapa) 2011.08.30 Fecha de Puesta en Servicio(2) 2011.03.31 (1era. Etapa) 2013.12.31 (2da. Etapa) 2016.07.31 Inversión(2) (millones US$)
CH CENTAURO I Y III
CORPORACIÓN MINERA DEL PERÚ S.A. - CORMIPESA
12,5 (1era. Etapa) 12,5 (2da. Etapa) 360.0
039-2010-EM (2010.05.23)
GENERACIÓN HUALLAGA S.A. EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES S.A. EGECHEVES EMPRESA DE GENERACIÓN HUANZA S.A. - EMGHUANZA
074-2009-EM (2009.11.08) 003-2010-EM (2010.01.29) 022-2010-EM (2010.02.21) 055-2009-EM (2009.07.11)
CH HUANZA
CH LA VIRGEN
CH TARUCANI
TARUCANI GENERATION COMPANY S.A. CEMENTOS LIMA S.A. EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUZCO EGECUSCO
AREQUIPA 036-2003-EM (2003.10.04) 022-2009-EM (2009.04.22)
CH MORRO DE ARICA
CH PUCARÁ
CH QUITARACSA I
005-2010-EM (2010.02.03)
10 CH SAN GABÁN I
026-2008-EM (2008.05.27) 071-2009-EM (2009.10.03)
11 CH SANTA RITA
12 CH CERRO DEL AGUILA
1) Proyectos con concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica. 2) Información de acuerdo con el Contrato de Concesión. 3) Resolución Suprema de otorgamiento de concesión definitiva o su modificatoria; y fecha de publicación. 4) Con solicitud de modificación de contrato de concesión, debido a prórroga de puesta en operación.
Otras concesiones definitivas que pertenecen al rango de proyectos con Recursos Energéticos Renovables (menores de 20 MW) se muestran en el siguiente cuadro.
Proyectos Hidroeléctricos dentro del rango de proyectos renovables (Actualizado al 31de octubre de 2010)
N° Central Titular de la Concesión Potencia Instalada (MW) Ubicación Resolución Ministerial
CH PIÁS 1
AGUAS Y ENERGÍA PERÚ S.A. CEMENTO ANDINO S.A. EMPRESA ELÉCTRICA RÍO DOBLE S.A. ELECTRICA YANAPAMPA S.A.C. ELECTRO ORIENTE S.A.
161-2010-MEM/DM (2010.04.16) 382-2009-MEM/DM ( 2009.09.11) 521-2009-MEM/DM (2009.12.17) 525-2008-MEM/DM (2008.11.15) 228-2009-MEM/DM (2009.05.19) 249-2009-MEM/DM (2009.06.09)
CH CARPAPATA III
CH LAS PIZARRAS
CH YANAPAMPA
CH NARANJOS II
CH NUEVO IMPERIAL
PROYECTOS CON CONCESIÓN TEMPORAL
Proyectos Hidroeléctricos con concesión temporal (Actualizado al 31 de octubre de 2010)
N° Central Titular de la Concesión Potencia Instalada (MW) Ubicación Resoluciòn Ministerial Fecha de inicio de estudios 2010.04.13 Fecha de culminaciòn de estudios (2) 2011.04.13
CH OREJA DE PERRO
ALUSA INGENIERÍA PERÚ S.A.C
Ayacucho, Apurímac y Cusco Lima
SAP 1980877 (2010.04.12) 582-2008-MEM/DM (2008.12.25) 581-2008-MEM/DM (2008.12.25) 215-2010-MEM/DM (emit. 2010.05.18) 054-2010-MEM/DM (2010.02.06) 039-2009-MEM/DM (2009.01.28) 185-2009-MEM/DM (2009.04.25) 379-2009-MEM/DM (2009.09.16) 052-2009-MEM/DM (2009.02.11) 214-2010-MEM/DM (emit. 2010.05.18) 512-2009-MEM/DM (2009.12.18)
CH ALIS I
CH ALIS II
ARUNTANI S.A.C. CENTRAL HIDROELÉCTRICA DEL NORTE S.A. CONSORCIO ENERGÉTICO HORIZONTE S.A.C. COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL CENTRO S.A.C. COMPAÑÍA ENERGÉTICA VERACRUZ S.A.C. COMPAÑÍA GEOLÓGICA MINERA, METALÚRGICA Y DE CONSTRUCCIÓN E.I.R.L. COMPAÑÍA MINERA CAUDALOSA S.A. C.H. SANTA MARÍA ENERGY S.A.
CH DEL NORTE
CH PÍAS II
Huánuco Cajamarca y Amazonas Arequipa Ica y Huancavelíca Ancash
CH VERA CRUZ
CH ARMA II CCHH TAMBO I, TAMBO II, TAMBO III Y TAMBO IV CH SANTA MARÍA 1
COTAHUASI HYDRO S.A. CONSTRUCTORA ANDRADE GUTIÉRREZ S.A. - SUC.DEL PERÚ EDEGEL S.A.A. GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. - GEPSA
CCHH Mainique 1, 2,3,4 y 5
SAP Of. 390-2010/MEM-DGE (2010.05.14) 606-2008-MEM/DM (2009.01.06) 586-2008-MEM/DM (2008.12.26)
CH CURIBAMBA CCHH TARUCANI, QUERQUE, LLUTA Y LLUCLLA
CCHH LLAMAC I, LLAMAC II EMPRESA DE GENERACIÓN Y LLAMAC III ELÉCTRICA CORDILLERA PERUANA S.A. CH SAN GABÁN III CH COLPA EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SAN GABÁN S.A. HIDROELÉCTRICAS PERUANAS S.A.C.
SAP 256-2009-MEM/DM (2009.06.20) 258-2009-MEM/DM (2009.06.18) 464-2009-MEM/DM (2009.11.05) 551-2009-MEM/DM ( 2010.01.07) 383-2008-MEM/DM (2008.08.27) 219-2010-MEM/DM (emit.2010.05.18) 079-2010-MEM/DM (2010.02.19) 546-2008-MEM/DM (2008.12.03) 355-2009-MEM/DM (2009.08.18) 494-2008-MEM/DM (2008.10.29) 031-2010-MEM/DM (2010.01.24)
187.9 4.8
Puno Huánuco
2009.06.21 2009.06.19
2011.06.21 2011.06.19
CH PELAGATOS Y PLATA
HIDROELÉCTRICA PELAGATOS S.A.C.
CH AYNA
HMV INGENIEROS DEL PERÚ S.R.L.
2012.01.08 (3) 2010.08.28
CH OCO 2010
OCOÑA HYDRO S.A. ODEBRECHT PERÚ INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN S.A.C. ODEBRECHT PERÚ INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN S.A.C. PAQUITZAPANGO ENERGÍA S.A.C. PROJECT INVESTMENT PERÚ S.A.C. RC HYDRO S.A.C.
Arequipa Cajamarca y Amazonas Cajamarca y Amazonas Junín Ayacucho, Cusco y Apurímac Lima
CH OREJA DE PERRO 1
CH CHURO CCHH SANDIA INA30 e INA40
SANDIA HYDRO S.A.
1) Proyectos con concesión temporal para realizar estudios de centrales de generación y líneas de transmisión de energía eléctrica, en etapa de ejecución. 2) Fecha de acuerdo con la publicación de la Resolución Ministerial 3) En trámite de renovación de concesión.
Fecha de inicio de estudios Fecha de culminaciòn de estudios (2)
CH ZAÑA
SAP (13.04.2010) 322-2010-MEM/DM (2010.08.04) 550-2009-MEM/DM (2010.01.07) 461-2009-MEM/DM (2008.11.06) 453-2010-MEM/DM (2010.11.08)
CH TAMBO 1
PAQUITZAPANGO ENERGÍA S.A.C. PROJECT INVESTMENT PERÚ S.A.C. RC HYDRO S.A.C.
CCHH INA-65
Puno Amazonas, Cajamarca y La Libertad junín
CCHH TULPAC Y PALENQUE
CH TAM40
1 286.0
Proyectos Eólicos con concesión temporal (Actualizado al 31 de octubre de 2010)
N° Central Titular de la Concesión Potencia Instalada (MW) 200,0 200,0 Ubicación Resoluciòn Ministerial Fecha de inicio de estudios 2009.01.02 2009.01.02 Fecha de culminaciòn de estudios (2) 2011.01.02 2011.01.02
CE PAMPA POROMA CE TRES HERMANAS
HUAYRA KALLPA S.A.C. HUAYRA KALLPA S.A.C. GDF SUEZ ENERGY PERÚ S.A. GENERALIMA S.A.C.
Ica Ica y Arequipa
593-2008-MEM/DM (2009.01.01) 579-2008-MEM/DM (2009.01.01) --
CE TWISTER
CE SALINAS DE PILETA
CE PARQUE ATIQUIPA
GLOBAL TECHNOLOGY S.A.C.
SAP 549-2008-MEM/DM (2008.12.03) --
CE SAN PEDRO
CE PAMPA MATACABALLO 1
CE PARQUE PLATANAL
SOWITEC ENERGÍAS RENOVABLES DE PERÚ S.A. SOWITEC ENERGÍAS RENOVABLES DE PERÚ S.A. SOWITEC ENERGÍAS RENOVABLES DE PERÚ S.A.
CE PARQUE SAMACA CE PARQUE PAMPA MATACABALLO
-594-2008-MEM/DM (2008.12.25)
PROYECTOS CON AUTORIZACIÓN
Proyectos Termoeléctricos con Autorización (Actualizado al 31 de octubre de 2010)
Nº Titular de la Autorización Central Tipo Térmica (turbina a vaporciclo combin.) Térmica (gas natural -ciclo combin.) Térmica (grupo vapor - ciclo combin.) Térmica (gas natural - ciclo simple) Potencia Instalada (MW) 303.45 Ubicación Inversión Millones US$ 395 Resolución Ministerial Fecha de Puesta en Servicio(2)
179-2010-MEM/DM (2010.04.29) 476-2008-MEM/DM (2008.10.11) 463-2009-MEM/DM (2009.11.01) 552-2009-MEM/DM (2010.01.01)
KALLPA (4ta. unidad) SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS
Proyectos Hidroeléctricos con Autorización (Actualizado al 31de octubre de 2010)
Nº Titular de la Autorización Central Tipo Potencia Instalada (MW) 20 12,15 Ubicación Inversión Millones US$ 28,95 18,94 Resolución Ministerial 573-2007-MEM/DM (2007.12.30) 542-2007-MEM/DM (2007.12.11) Fecha de Puesta en Servicio (2)
1 ANDEAN POWER S.A. 2 COMPAÑÍA MINERA RAURA S.A.
2011.07.31 2010.10.12
RAURA II
Proyectos Hidroeléctricos sin concesión (Actualizado al 31de octubre de 2010)
Proyecto Hidroeléctrico C.H. VIZCATÁN y CUQUIPAMPA C.H. RENTEMA C.H. SUMABENI C.H. URU 320 C.H. LA BALSA C.H. TAMBO PTO. PRADO C.H. MAN 270 C.H. QUISHURANI – I ETAPA C.H. AYAPATA C.H. PAMPA BLANCA C.H. HUASCARAN C.H. CULQUI C.H. QUIROZ VILCAZÁN TOTAL Potencia (MW) 1,550 1,525 1,074 942 915 620 286 90 80 66 55 20 18 7,241 Región Huancavelica y Ayacucho Amazonas Junín Cuzco Cajamarca Junín Huancavelica Cuzco Puno Ancash Ancash Piura Piura
Grandes Proyectos Hidroeléctricos
C.H. NAPO MAZÁN** (154 MW) C.H. RENTEMA (1500 MW) C.H. CUMBA 4** (825 MW) C.H. CHAGLLA* (180 MW) C.H. BELO HORIZONTE** (180 MW)
C.H. CHADIN 2** (600 MW)
C.H. SUMABENI (1 074 MW) C.H. PAQUITZAPANGO** (1 379 MW) C.H. PUERTO PRADO (620 MW)
C.H. VERACRUZ** (730 MW)
C.H. DEL NORTE** (600 MW) C.H. LA BALSA* (915 MW)
C.H. CURIBAMBA** (163 MW)
C.H. OREJA DE PERRO ** (100 MW) C.H. PUCARA * (130 MW)
C.H. QUITARACSA 1* (112MW) C.H. SANTA RITA * (255 MW) C.H. CHEVES * (168 MW)
C.H. VIZCATÁN Y CUQUIPAMPA (1 550 MW) C.H. MAN 270 (286 MW)
C.H. CERRO DEL AGUILA** (525 MW) C.H. SANTA MARIA (750 MW)
C.H. OCO 2010** (154 MW)
C.H. COTA 2011** (200 MW)
OC ÉAN ACÍ OP FIC O
C.H. SANTA TERESA*** (150 MW)
C.H. ILLAPANI (328 MW)
C.H. RETAMAL (189 MW))
C.H. URUB 320 (942 MW)
C.H. INA65, INA68, INA90** (380 MW) C.H. INAMBARI (1500 WM)
APURIMAC ICA AYACUCHO
C.H. SANDIA, INA30, INA40** (315 WM) C.H. SAN GABÁN I* (150 MW) C.H. SAN GABÁN III** (188 MW) C.H. SAN GABÁN IV (130 MW)
* Concesión Definitiva (En proyecto) ** Concesión Temporal (En estudio)
PLANTAS HIDROELÉCTRICAS (C.H.)
c) Desarrollo de la Inversión Concesión eléctrica En caso de la generación eléctrica, la concesión y autorización eléctrica es otorga derechos para la realización de estudios o la construcción de todas las instalaciones que abarca una central de generación. Los requisitos para obtener dichos derechos eléctricos se muestran a continuación:
Requisitos Concesión Temporal Si (Registros Públicos) Si, perfil o prefactibilidad Resolución SERNAMP Si Si Si No No Si No No Concesión Definitiva Si (Registros Públicos) Si, factibilidad Resolución SERNAMP Si Si Si Si No Si Si Si Autorización Si (Registros Públicos) Si, factibilidad Concesión Definitiva RER Si (Registros Públicos) Si, factibilidad Resolución SERNAMP Si Si Si Si (+ 20 MW) Si (- 20 MW) Si Si Si
Si Si Si (+ 20 MW) Si (- 20 MW) Si Si Si
a) Normatividad Promotora Según lo desarrollado en capítulos anteriores, las normas relacionadas al subsector eléctrico poseen atributos que promueven la inversión y respecto a la transmisión destaca lo siguiente: - Procedimientos claros en el otorgamiento de derechos eléctricos para el desarrollo de estudios, construcción y operación de sistemas de transmisión (Ley Nº 25844). - Aseguramiento del retorno de inversión en transmisión con la clasificación de las redes de transmisión, mecanismos de subastas y otras mejoras a la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley Nº28832, DS Nº0272007-EM y DS Nº010-2010-EM). Cabe mencionar, que el retorno de inversión sobre las redes existentes en el SEIN se basa en referencia a los costos medios eficientes de un Sistema Económicamente Adaptado, según las características de operación y clasificados como Principal o Secundario, indicado por Ley Nº 25844. A partir de la vigencia de la ley Nº 28832, las nuevas redes están clasificadas como Sistema Garantizado y Complementario, y se desarrollarán en base a licitaciones públicas de proyectos que considere un Plan de Transmisión. En caso de los proyectos para el Sistema Complementario pueden o no estar considerados en el Plan, por ser proyectos de iniciativa propia de uno o varios agentes. Este Plan se actualizará cada dos años y su primera vigencia será de mayo 2011 a diciembre 2012. Esta programado que el primer plan será propuesto por el COES y presentados al MINEM y OSINERGMIN en Octubre 2010, para su revisión y luego aprobación por resolución ministerial en abril de 2011. Sin embargo, dado la necesidad de iniciar la construcción de proyectos de transmisión antes de mayo de 2012, se cuenta con un Plan Transitorio de Transmisión (PTT), donde el MINEM incluye y aprueba proyectos con opinión previa del COES y OSINERG. Estos proyectos son licitados directamente por el MINEM o pueden ser encargados a PROINVERSIÓN para dicho proceso.
b) Alternativas de Inversión Los inversionistas que sean conocer las alternativas de inversión en el sector de transmisión pueden considerar las siguientes fuentes de información: Proceso a través de PROINVERSIÓN Según el Reglamento de la Transmisión (artº20 de DS N° 027-2007-EM), el Ministerio de Energía y Minas esta facultado para encargar a PROINVERSIÓN, mediante Resolución Ministerial, la conducción del proceso de licitación para la concesión y construcción de instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión hasta la adjudicación de la buena pro, de acuerdo con lo dispuesto Ley N° 28832 (inciso b), numeral 22.2 del artículo 22°). Mayor información sobre las alternativas de inversión y el estado de los procesos de licitación pueden encontrarse en la página Web de Proinversión: www.proinversion.gob.pe - Proyectos en Cartera de Proinversión ENERGÍA. Procesos a través del Ministerio de Energía y Minas Por otro lado, MINEM también conducir directamente el proceso de licitación de los proyectos del Plan Transitorio de Transmisión (PTT) a través del Comité de Inversión del MINEM. Mayor información de los procesos de licitación pueden encontrarse en su página Web: www.minem.gob.pe – Institucional – Comité de Inversión.
Como resultado, en la actualidad, entre el MINEM y PROINVERSIÓN ya se han licitado once (11) proyectos de transmisión según se muestra en el siguiente cuadro:
PROYECTOS DE TRANSMISIÓN LICITADOS (Actualizado al 02 de noviembre 2010)
Propuesta del Proyecto Tensión Longitud (Kv) (km) 220 500 94 94 Calificación del Sistema Garantizado Garantizado Medio de Convocatoria PROINVERSIÓN ISA LT Chilca Zapallal LT Carhuamayo Paragsha Conococha Huallanca Cajamarca, LT Cerro Corona Carhuaquero * LT Independencia Ica (Doble Circuito) LT Mantaro Caravelí Montalvo LT Machupicchu Cotaruse LT Zapallal Chimbote Trujillo LT Chilca Marcona Ocoña Montalvo
LT Tintaya Socabaya LT Piura Talara (2do circuito) LT Pomacocha Carhuamayo
Empresa adjudicada Razón Social
Monto de Fecha del Contrato Inversión Ofertado** Puesta en Puesta en Operación (Millones Operación Ampliado de US$) 08/05/2010 08/10/2010
LT Chilca Planicie Zapallal
52.2 08/03/2011 5/22/2011 (Para los Tramos 3 y 4 *)
Abengoa Perù S.A.
MINEM (Comité de Inversión) PROINVERSIÓN
500 220 500
742 204 530
Garantizado Garantizado Garantizado
ISONOR Trasnsmi sión PROINVERSIÓN S.A.C. PROINVERSIÓN ISA
22/02/2011 España 181.0 22/02/2011 Colombia 167.5 18/08/2012
ASA PROINVERSIÓN Iberoamér ica
207 103 110
Garantizado PROINVERSIÓN Garantizado PROINVERSIÓN Garantizado MINEM
Consorcio REI AC Capitales España ISA ISA Colombia Colombia
80.0 16.0 17.0
30/03/2013 26/08/2012
* No se ha iniciado aún la construcción del Tramo 5 (Cerro Corona – Carhuaquero) debido a problemas en la servidumbre ** Costo total anual que incluye Anualidad de la inversión, mas el coste de operación y mantenimiento.
Por otro lado, se encuentran en licitación o previsto a licitar algunos proyectos de transmisión según se muestra en el cuadro siguiente: PROYECTOS DE TRANSMISIÓN EN PROCESO DE LICITACIÓN O PREVISTOS A LICITAR (Actualizado al 02 de noviembre 2010)
Propuesta del Proyecto Tensión (Kv) Longitud (km) Calificación del Sistema Medio de Convocatoria Fechas de Proceso Monto de Año Inversión Presentaciòn (Millones de Estimada para su de Ofertas y US$, o incl. Operación Buena Pro IGV)
Línea de Transmisión En proceso de licitación LT Machupicchu Abancay Cotaruse LT Trujillo Chiclayo LT Cajamarca Norte - Caclic LT Caclic - Moyobamba Previsto licitar LT Onocora Tintaya
220 500 220 138
204 203 161 143
Garantizado PROINVERSIÓN Garantizado PROINVERSIÓN Garantizado PROINVERSIÓN Garantizado PROINVERSIÓN
08/06/2010 29/09/2010 05/10/2010 05/10/2010
18/11/2010 17/02/2011 24/02/2011 24/02/2011
Por otro lado, el Ministerio de Energía y Minas otorga derechos de concesión definitiva de transmisión para realizar la actividad de transmisión y desarrollar la construcción de proyectos. En este contexto, se encuentran tanto lo proyectos que han sido adjudicados por licitación o proyectos de iniciativa privada. Mayor información se encuentra publicada en www.minem.gob.pe del Menú Electricidad – Concesiones Eléctricas – Registro de Derechos Otorgados. A continuación se muestra la información referida y con respecto a proyectos en construcción
CONCESIÓN DEFINITIVA DE TRANSMISIÓN DE PROYECTOS EN CONSTRUCCIÓN
Tensión (kV) N° de Ternas Longitud (km) Inversión (millones US$) Resolución Suprema
Conertura Regional
SE Carhuamayo - SE Paragsha SE Paragsha - SE Conococha SE Conococha - SE Huallanca Nueva (Kiman Ayllu) SE Huallanca Nueva (Kiman Ayllu)-SE Cajamarca Norte
ABENGOA TRANSMISIÓN NORTE S.A. - ATN
43 138 172 220
021-2010-EM (2010.02.21)
Junín, Pasco, Huánuco, Ancash, La Libertad y Cajamarca
SE Chacas - SE Carhuaz
CORPORACIÓN ENERGÉTICA DEL PERÚ S.A. CONSORCIO ELÉCTRICO DE VILLACURÍ S.A.C.- COELVISAC COMPAÑÍA ELÉCTRICA EL PLATANAL S.A. - CELEPSA
0,25 Estudios (prefactibilidad) 3.9
014-2005-EM (11.03.2005) 006-2010-EM (2010.02.09) 045-2007-EM (2007.08.25)
SE Independencia - SE COELVISAC I CH El Platanal - SE Cañete CH El Platanal - SE Capillucas SE Laguna La Niña (Derivación) SE Bayóvar SE Bayóvar - SE Descarga SE Descarga - SE Secado- SE Puerto CH Moyopampa - SE Balnearios (605 - extensión de línea) CH Moyopampa - SE Balnearios (606 - extensión de línea) S.E. La Virgen - S.E. Caripa SE Santa Rita (Chuquicara) - SE Virú (Santa Rita) SE Guadalupe - SE Fábrica de Cementos Pacasmayo SE CH Cheves - SE Huacho SE Yanapampa - SE Paramonga Nueva
220 22,9 138
031-2009-EM (2009.05.22)
60 EDEGEL S.A.A. 60
29,82 2 29,82
035-2010-EM (2010.03.24)
PERUANA DE ENERGÍA S.A.A. ELECTRICIDAD ANDINA S.A. EMPRESA DE TRANSMISIÓN GUADALUPE S.A.C. EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES S.A. ELÉCTRICA YANAPAMPA S.A.C.
138 220 60 220
62,57 47.2 16.85 75.3
5,8 15.9 1.8 11.3
029-2008-EM (2008.06.04) 027-2009-EM (2009.05.14) 029-2010-EM (2010.03.17) 023-2010-EM (2010.02.21) 087-2009-EM (2009.12.30)
Junín Ancash y La Libertad La Libertad Lima
2012.04.30 2010.12.18 2014.12.28
SE Los Héroes - SE Pucamarca SE Pucamarca - Bombas-Hotel 13,2 kV SE Pucamarca-Planta de 12 MINSUR S.A. 1) Líneas de transmisión que poseen concesión definitiva para procesos 2) Resolución Suprema de otorgamiento o su modificatoria. 13,2 Kv SE PucamarcaChancadora Primaria 3) Fecha de acuerdo con el Contrato de Concesión 13 CH Charcani V (SE Santuario) SE Yura YURA S.A.
8.0 desarrollar actividades de transmisión de energía eléctrica. 13,2 1 0,47 (2010.03.24) 13,2 1 1,24
66 22,9
63,76 16,21
034-2010-EM
4) Con solicitud de modificación de contrato de concesión, a fin de prorrogar fecha de puesta en operación.
138 1 31.31 2.7
043-2009-EM (2009.09.09)
1) Líneas de transmisión que poseen concesión definitiva para desarrollar actividades de transmisión de energía eléctrica. 2) Resolución Suprema de otorgamiento o su modificatoria. 3) Fecha de acuerdo con el Contrato de Concesión 4) En trámite de prórroga de la fecha de culminación de obras.
Finalmente, existen otros proyectos de transmisión que están en ejecución o previstos a desarrollarse en el corto plazo. Estos proyectos están a cargo de las empresas eléctricas que operan algunas redes existentes. Ver el siguiente cuadro:
PROYECTOS A CARGO DE EMPRESAS ELÉCTRICAS SOBRE INSTALACIONES EXISTENTES
Proyectos de transmisión Líneas de transmisión 2do Circuito y Repotenciación a la red existente de 152 MVA a 180 MVA Proyecto Empresa Estado Puesta en Operación
LT Chiclayo Oeste - Piura Oeste, 220 Kv
LT Independencia - Ica - Marcona, 220 Kv Repotenciación de 141 MVA a 180 MVA
LT Trujillo Norte - Guadalupe - Chiclayo Oeste
2do Circuito y Repotenciación a la red existente de 152 MVA a 180 MVA
Previsto a corto plazo Previsto a corto plazo Previsto a corto plazo En ejecución
LT Pomacocha - Pachachaca
Repotenciación de 152 MVA a 250 MVA
LT Oroya - Pachachaca LT Mantaro - Cotaruse - Socabaya Subestaciones SE Independencia SE´s Quencoro, Azángaro, Trujillo Norte, Piura Oeste, Tingo María SE´s Tingo María, Aucayacu, Tocache
Repotenciación de 152 MVA a 250 MVA Repotenciación
ISA TRANSMANTARO
Por definir Julio 2011
Cambio de simple a doble barra, 60kV Ampliación de capacidad de transformación Equipamiento para conexión de LT Tocache Bellavista, 138 Kv Ampliación de capacidad para soportar el crecimiento del nivel de cortocircuito Ampliación de capacidad de transformación Ampliación de Sistema de Barras en 220 Kv
Febrero 2010 Diciembre 2010
SE´s Chavarría, San Juan, Santa Rosa, Ventanilla y Zapallal SE's Chiclayo Oeste, Chimbote 1 y Huacho SE Pomacocha
En ejecución Previsto a corto plazo Previsto a corto plazo
* No se ha iniciado aún la construcción del Tramo 5 (Cerro Corona – Carhuaquero) debido a problemas en la servidumbre
La versión gráfica de los proyectos de transmisión se muestra en líneas punteadas sobre el mapa de Infraestructura de transmisión del capítulo 2 del presente documento.
c) Desarrollo de la Inversión Como se indico anteriormente, actualmente los sistemas de transmisión se clasifican en: - Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) - Sistema Complementario de Transmisión (SCT) El SGT está conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión cuya concesión y construcción son resultados de un proceso de licitación pública. Estos proyectos deben considerar lo siguiente: - El plazo máximo de concesión es de 30 años de operación comercial, mas el tiempo necesario para su construcción. - Una vez vencido el plazo de la concesión, los activos de transmisión serán transferidos al Estado sin costo alguno. - Dos años previos al vencimiento de la concesión, el COES evaluará dentro del Plan de Transmisión, la necesidad y plazo de mantener en uso la instalación. El SCT está conformado por instalaciones que pueden ser parte del Plan de Transmisión ó son resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes. Estos proyectos deben considerar lo siguiente: - Contar con la aprobación del COES. Presentar un estudio donde se determina que la nueva instalación no perjudica la seguridad del SEIN. - OSINERGMIN establecerá el monto máximo a reconocer sobre los costos de inversión, de operación y mantenimiento. - Son instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los usuarios libres o que permiten a los generadores entregar su producción de energía al SEIN.
Guía de Publicaciones Es importante mencionar, que la Dirección General de Electricidad es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del Subsector Electricidad, promover el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; y, coadyuvar a ejercer el rol concedente a nombre del Estado para el desarrollo sostenible de las actividades eléctricas. Está a cargo del Director General de Electricidad, quien depende jerárquicamente del Viceministro de Energía. Asimismo, las actividades de la Dirección General de Electricidad se desarrollan con el apoyo de las tres subdirecciones que lo conforman: Dirección de Normas Eléctricas, Dirección de Concesiones Eléctricas, y la Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica. El resultado de dichas actividades y la difusión de diversas publicaciones se muestran en la página web: www.minem.gob.pe - Electricidad. En ella se encuentra principalmente: El compendio de normas legales y técnicas vigentes, la prepublicación de los proyectos normativos, la actualización continua del estado actual de las concesiones eléctricas otorgadas, los documentos informativos y estadísticas .
Contactos Las consultas respecto a las publicaciones mencionadas se puede realizar a los teléfonos indicados a continuación: Concesiones eléctricas Procedimientos de concesión eléctrica en generación, transmisión y distribución. Teléfono: 6188700 anexo 3015 Email : mmendoza@minem.gob.pe Estudios y promoción eléctrica Planeamiento, estudios y estadísticas de electricidad. Teléfono: 6188700 anexo 3040 Email : promodge@minem.gob.pe Normatividad Estándares y normas técnicas del sector electricidad. Teléfono: 6188700 anexo 3031 Email : dne@minem.gob.pe
Siglas, Abreviaturas y Unidades
a) Siglas ADINELSA APEC EWG-APEC COES DGE DGAAE DGER DGER - FONER FONAFE GEF INDECOPI SERNAMP ISA JBIC MINEM MINAM – OEFA OSINERGMIN OGGS PROINVERSIÓN PNUD PNUMA REP SNI SNMPE TRANSMANTARO b) Abreviaturas CH CCHH CT CE CTB CE DS DL DU EIA EPHN ESCOs LED LT LFC MDL RER PCH PTT SCT SE SEIN SGT SIEE SSAA UEE ?anual Central Hidroeléctrica Centrales Hidroeléctricas Central Termoeléctrica Central Eólica Central Térmica de Biomasa Central Eólica Decreto Supremo Decreto Legislativo Decreto de Urgencia Estudio de Impacto Ambiental Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional Energy Service Companies (Empresas de Servicios Energéticos – EMSEs) Light Emitting Diodes (Emisión de luz por diodos) Línea de transmisión Lámparas fluorescentes compactas Mecanismo de Desarrollo Limpio Recursos Energéticos Renovables Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (Hidroeléctrica RER, menor de 20 MW) Plan Transitorio de Transmisión Sistema Complementario de Transmisión Subestación Eléctrica Sistema Eléctrico Interconectado Nacional Sistema Garantizado de Transmisión Sistema Interactivo de Eficiencia Energética Sistemas Aislados Uso Eficiente de la Energía Incremento promedio anual en porcentaje ó en unidades Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica S.A. Asia-Pacific Economic Cooperation Energy Working Group of APEC Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Dirección General de Electricidad - MINEM Dirección General de Asunto Ambientales Energéticos - MINEM Dirección General de Electrificación Rural – MINEM Fondos Concursables de la DGER Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado Global Environment Facility Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y la Propiedad Intelectual Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas por el Estado (ex. INRENA) Interconexión Eléctrica ISA PERU S.A. Agencia de Cooperación Internacional del Japón Ministerio de Energía y Minas Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental del MINAM Organismo Supervisor de inversión en Energía y Minería Oficina de Gestión Social - MINEM Agencia de Promoción de la Inversión Privada Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente Red Eléctrica del Perú S.A. Sociedad Nacional de Industrias Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía Consorcio Transmantaro S.A.
Oportunidades de Inversión en Transmisión Links de Interés
c) Unidades GWh km kWh/hab kV MW MMUS$ TJ TM CO2/año US$ Unidad de energía en gigawatt Unidad de longitud en kilómetros Unidad de energía eléctrica por habitante Unidad de tensión en kilovoltios Unidad de potencia en megawatt Millones de dólares americanos Terajoule Toneladas métricas de Dióxido de Carbono por año Dólares americanos
LINKS DE INTERÉS ADINELSA www.adinelsa.com.pe APEC www.apec.org EWG-APEC www.ewg.apec.org COES www.coes.org.pe FONAFE www.fonafe.gob.pe GEF www.thegef.org INDECOPI www.indecopi.gob.pe SERNANP www.sernanp.gob.pe JBIC www.jbic.go.jp MINEM www.minem.gob.pe MINAM – OEFA www.oefa.gob.pe OSINERGMIN www.osinerg.org.pe PROINVERSIÓN www.proinversion.gob.pe PNUD www.pnud.org.pe PNUMA www.pnuma.org SNI www.sni.com.pe SNMPE www.snmpe.com.pe
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