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SUBSECTOR ELÉCTRICO
DOCUMENTO PROMOTOR
ELECTRICITY SUBSECTOR - PROMOTION DOCUMENT
www.minem.gob.pe
DOCUMENTO PROMOTOR
DOCUMENTO PROMOTOR
HUMBERTO JORGE MERINO TAFUR
Ministro de Energía y Minas
Minister of Energy and Mines
LUIS ENRIQUE ORTIGAS CÚNEO
Viceministro de Energía
Energy Vice Minister
ROBERTO CARLOS TAMAYO PEREYRA
Director General de Electricidad
Electricity General Director
Documento elaborado por la Dirección General de
Electricidad el año 2012
Publicación de libre distribución
Prohibida su venta
El contenido de esta publicación puede ser
reproducida en parte o totalmente, citando la fuente
de la siguiente forma: Documento Promotor del
Subsector Electricidad 2012
ÍNDICE
INDEX
DOCUMENTO PROMOTOR
1. MARCO GENERAL / GENERAL FRAMEWORK
2. INFRAESTRUCTURA Y MERCADO / INFRASTRUCTURE AND MARKET
32
a. Sector energía y la electricidad / Energy sector and electricity........................................................................................................................ 33
b. Indicadores del subsector eléctrico / Electricity subsector indicators............................................................................................................... 35
c. Indicadores del mercado eléctrico / Electricity market indicators.................................................................................................................... 36
d. Evolución de indicadores del subsector eléctrico / Evolution of the electricity subsector indicators............................................................... 38
4. RECURSOS ENERGÉTICOS / ENERGY RESOURCES
22
a. Alcances de la infraestructura eléctrica / Scope of electric infrastructure....................................................................................................... 24
b. Empresas eléctricas representativas / Major Electric Companies.................................................................................................................... 26
c. Infraestructura eléctrica de generación / Generation infrastructure............................................................................................................... 28
d. Infraestructura eléctrica de transmisión / Transmission infrastructure........................................................................................................... 29
e. Infraestructura eléctrica de distribución / Distribution Infrastructure............................................................................................................. 30
f. El mercado eléctrico / Electricity market........................................................................................................................................................... 32
3. PRINCIPALES INDICADORES / MAIN INDICATORS
8
a. Situación actual / Present situation.................................................................................................................................................................... 9
b. La política energética y la importancia del subsector eléctrico / Energy policy and the importance of the electricity subsector................... 12
c. Marco normativo / Regulatory Framework....................................................................................................................................................... 14
d. Organización del subsector eléctrico / Organization of the electricity subsector............................................................................................ 15
e. Garantías a la inversión y aspectos tributarios / Guarantees for investment and taxation............................................................................. 18
44
a. Hidroenergía / Hydropower............................................................................................................................................................................. 45
b. Energía eólica / Wind energy.......................................................................................................................................................................... 48
c. Energía solar / Solar energy.............................................................................................................................................................................. 49
d. Energía geotérmica / Geothermal energy....................................................................................................................................................... 50
e. Energía de biomasa / Biomass energy............................................................................................................................................................. 51
f. Hidrocarburos / Hydrocarbons.......................................................................................................................................................................... 51
5. PROSPECTIVA EL FUTURO DEL SECTOR ELÉCTRICO / PROSPECTS THE FUTURE OF ELECTRICITY SECTOR 54
a. Proyección de la demanda / Demand Forecast............................................................................................................................................... 55
b. Perspectivas de la oferta de generación / Generation Supply Prospects........................................................................................................ 60
c. Proyección de la transmisión / Transmission Forecast...................................................................................................................................... 62
6. MECANISMOS DE INVERSIÓN / INVESTMENT MECHANISMS
68
a. Inversión y retorno / Investment and return.................................................................................................................................................... 69
b. Otorgamiento de derechos eléctricos / Granting of Electricity-Reated Rights................................................................................................. 74
c. Sostenibilidad y estudios de impacto ambientales / Sustainability and environmental impact assessments................................................... 79
7. PORTAFOLIO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN / PORTFOLIO OF GENERATION PROJECTS
82
a. Concesiones definitivas / Final concessions .................................................................................................................................................... 83
b. Concesiones temporales / Temporary concessions........................................................................................................................................... 86
c. Autorizaciones / Authorizations....................................................................................................................................................................... 88
d. Proyectos de energías renovables con adjudicación de suministro / Renewable energy projects by awarding electricity supply contracts...............90
e. Proyectos de centrales hidroeléctricas con adjudicación de suministro / Non RER hydropower plants with supply contracts awarded...................... 94
f. Proyectos en licitación / Projects in bidding..................................................................................................................................................... 95
g. Proyectos sin concesión definitiva / Projects without final concession............................................................................................................ 95
8. PORTAFOLIO DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN / PORTFOLIO OF TRANSMISSION PROJECTS
98
a. Proyectos de Propuesta de Plan de Transmisión / Projects of the proposed transmission plan....................................................................... 99
b. Proyectos en desarrollo / Projects under development.................................................................................................................................. 102
c. Proyectos en licitación / Projects in bidding................................................................................................................................................... 105
INFORMACIÓN ADICIONAL / ADDITIONAL INFORMATION
106
DOCUMENTO PROMOTOR
PRESENTACIÓN
PRESENTATION
Presentación
Presentation
En el subsector eléctrico se gestiona y desarrolla uno de los servicios fundamentales para el desarrollo productivo, económico y social de un país: el servicio de
electricidad.
Es por ello que es tan importante la promoción de inversiones que permitan mantener en el corto, mediano y largo plazo un servicio eléctrico seguro, continuo, de
calidad y con capacidad para incrementar la cobertura eléctrica nacional.
En el Perú, las oportunidades de inversión se encuentran en las 03 actividades que
conforman el negocio eléctrico. Estas son: generación, transmisión y distribución.
The electricity subsector manages and develops one of the essential services for
the production, economic and social development of a country: the electricity
service.
This is the reason why it is so important to promote investments that allow keeping
in the short, medium and long term a safe, continuous, good quality and capacity
service to increase the national electricity coverage.
In Peru, investment opportunities are divided into the 03 activities of the electricity
business: generation, transmission and distribution.
Nuestro país crece económica y socialmente
a pasos agigantados. Y para sostener este
crecimiento, hoy más que nunca necesitamos un
servicio eléctrico seguro, continuo y de calidad.
Our country is taking big steps in growing
economically and socially. And to keep this
development, today we need more than ever a
safe, continuous and top quality service.
En este esquema de negocio, el subsector eléctrico peruano ha desarrollado un
modelo regulatorio que promueve la competencia y la inversión. Este modelo
cuenta con un reconocimiento en el ámbito regional no sólo por su modernidad,
sino por haber evolucionado oportunamente ante los desafíos económicos, sociales, ambientales y climatológicos.
Este documento, desarrollado por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, tiene como objetivo brindar los principales alcances sobre
la situación actual y las perspectivas del subsector eléctrico para promover la inversión de modo que guíe y facilite la búsqueda de mayor información.
En su contenido se destacan las normas promotoras, la infraestructura y el mercado eléctrico, los principales indicadores, los recursos energéticos, las perspectivas de
demanda y oferta, los mecanismos de inversión y la lista de proyectos en portafolio.
Esperamos que este esfuerzo contribuya con creces a propiciar el desarrollo del subsector eléctrico en el Perú.
In this business scenario, the Peruvian electricity subsector developed a regulatory
model that promotes competition and investment. This model is recognized at
a regional level not only because it is a modern scheme but also because it has
promptly evolved face to economic, social, environmental and climatologic challenges.
This document, prepared by the Electricity General Directorate of the Ministry of
Energy and Mines, aims at supplying the main data on the current situation and
prospects of the electricity subsector to promote investment in order to guide and
facilitate the search for further information.
It describes the promoting rules, the electricity market and infrastructure, the main
indicators, power resources, demand and supply prospects, the investment mechanisms and the list of projects in portfolio.
We expect that this effort contributes significantly to promote the development of
the Peruvian electricity subsector.
Dirección General de Electricidad
Ministerio de Energía y Minas
Electricity General Directorate
Ministry of Energy and Mines
Electricidad,
energía para el
desarrollo del país.
Electricity, energy for
country development.
1
MARCO
GENERAL
GENERAL
FRAMEWORK
1. Marco general
a. Situación actual
En los últimos siete años, la electricidad ha
representado, en promedio, el 18% de la
energía final que se consume en el Perú.
Durante el mismo periodo, la demanda de
electricidad creció 7% en promedio anual.
Este crecimiento sostenido refleja las buenas
condiciones macroeconómicas del país
–7% crecimiento del PBI–, pese a la crisis
económica internacional.
En el ámbito nacional, las actividades
económicas de gran consumo eléctrico fueron
la industria minera, los sectores manufactura
y construcción, y los usuarios residenciales
que representan un consumo masivo de
electricidad.
prácticas de desarrollo energético, la utilización
de nuevas tecnologías y el aprovechamiento de
las energías renovables.
En este contexto, y con la finalidad de
atender la demanda actual y futura del corto
y mediano plazo, se han ejecutado inversiones
públicas y privadas en infraestructura eléctrica
a una tasa promedio de 29% anual, las
cuales continuarán ejecutándose, de acuerdo
a la situación particular de cada proyecto
y los compromisos de inversión existentes.
Sin embargo, el reto consiste en asegurar
la ejecución de mayores inversiones para
atender la demanda eléctrica proyectada en el
mediano y largo plazo.
Consumo final de energía
Final Energy Consumption
TOTAL
(año / year 2010) 654 217 TJ
Otros tipos de Energía
Other Types of Energy
82%
Electricidad
Electricity
18%
Las inversiones deben respetar los lineamientos
de la política energética nacional. Deben ser
eficientes y sostenibles social, ambiental y
económicamente, de acuerdo a las buenas
9
MARCO GENERAL - GENERAL FRAMEWORK
1. General Framework
Investments must respect the guidelines of the
national energy policy. They must be efficient
as well as socially, environmentally and economically sustainable, following good energy
development practices, based on the use of new
technologies and renewable energy.
In this context, and in order to meet current
demand as well as future demand in the short
and long run, public and private investments
have been made in electric infrastructure at an
average rate of 29% a year. Their execution continues according to the particular conditions of
each project and the existing investment commitments. However, the challenge consists of
ensuring further investments to meet the electricity demand forecast for the medium and long
term.
Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011
TW.h
During the last seven years, electricity has accounted
for, in average, 18% of final energy consumed in
Peru.
During the same period of time, annual electricity
demand grew 7% in average. This sustained growth
shows the good local macroeconomic conditions
–7% growth of the GDP–, in spite of the international
economic crisis.
The economic activities nationwide which require
high electricity consumption include mining, manufacturing and construction and residential users which
require mass electricity consumption.
Demanda de Electricidad en el Perú: 2004-2011
Electricity Demand in Peru: 2004-2011
35
30
Tasa promedio de crecimiento del PBI: 7%
GDP Growth Rate Average: 7%
25
20
15
10
7%
8%
11%
9%
9%
8%
2010
2011
5%
5
0%
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Tasa de crecimiento
Growth Rate
Venta del Mercado Eléctrico
Electricity Market Sales (TW.h)
Inversiones Privadas y Estatales en el Sector Eléctrico 2004-2011
Private and State Investments in the Electricity Sector 2004-2011
millones US$
millons US$
a. Present Situation
2 000
1 880
Tasa promedio anual: 29%
Annual Average Rate: 29%
1 368
1 500
1 177
862
1 000
500
324
394
480
629
0
2004
2005
Estatal
State
2006
2007
Privada
Private
2008
2009
2010
Rural(*)
Rural(*)
2011
Total
Total
(*) Inversiones efectuadas por la Dirección General de Electrificación Rural – DGER.
(*) Investments made by the Rural Electrification General Directorate - DGER.
10
Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines
www.minem.gob.pe
PBI - Producto Bruto Interno: 2004-2011
GDP - Gross Domestic Product: 2004-2011
millones US$
millons US$
Fuente / Source: INEI
250 000
Tasa promedio de crecimiento del PBI: 7%
Average GDP Growth Rate: 7%
200 000
150 000
100 000
7%
8%
9%
10%
50 000
8,5%
6,91%
2010
2011
1%
0
2004
2005
2006
PBI (millones US$)
GDP (millions US$)
2007
2008
2009
Tasa anual de crecimiento
Annual Growth Rate
11
SUBSCETOR ELÉCTRICO
DOCUMENTO PROMOTOR
ELECTRICITY SUBSECTOR
PROMOTION DOCUMENT
b. La política energética y la importancia del subsector eléctrico
b. Energy Policy and the Importance of the Electricity Subsector
Las inversiones en el subsector eléctrico se rigen bajo el marco de Política
Energética Nacional, aprobada por el D.S. Nº064-2010, compuesto por 09
objetivos. Estos son:
Investments in the electricity subsector are governed by the National
Energy Policy, approved by D.S. Nº064-2010, and which contains 09
objectives:
1.Desarrollar una matriz energética diversificada, con énfasis en las
fuentes renovables y la eficiencia energética.
2.Propiciar un abastecimiento energético competitivo.
3.Contar con acceso universal al suministro energético.
4.Fomentar una mayor eficiencia en la cadena productiva y el uso de la
energía.
5.Lograr la autosuficiencia en la producción energética.
6.Desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y
bajas emisiones de carbono en el marco del desarrollo sostenible.
7.Desarrollar la industria del gas natural y su uso en actividades domésticas, transporte, comercio e industria, así como en la generación eléctrica
eficiente.
8.Fortalecer la institucionalidad del sector energético.
9.Integrar a los mercados energéticos de la región para alcanzar la
visión en el largo plazo.
1.To develop a diversified energy matrix focused on renewable sources
and energy efficiency.
2.To foster a competitive energy supply.
3.To provide universal access to energy supply.
4.To encourage higher efficiency in the productive chain and the use
of energy.
5.To develop a self-sufficient infrastructure for energy production.
6.To develop an energy sector with a minimum environmental impact
and low carbon emissions as part of sustainable development.
7.To develop a natural gas industry and its use in domestic activities,
transport, trade and industry, as well as an efficient electricity generation.
8.To strengthen institutionality in the energy sector.
9.To integrate the country into regional power markets to be able to
achieve the long run vision.
El subsector eléctrico tiene normas regulatorias aplicables a las actividades eléctricas para dar cumplimiento a estos objetivos, además de otras
normas y políticas que promueven inversiones y acciones de cooperación
internacional. Dichas normas fueron desarrolladas y mejoradas progresivamente para que en conjunto sean un mecanismo que asegure la oferta
de generación, refuerce el sistema eléctrico, amplíe la cobertura eléctrica,
promueva la competencia en el mercado eléctrico y el uso sostenible y diverso de los recursos energéticos.
The electricity subsector has its own rules applicable to the electric
power activities in order to achieve these objectives, in addition to
other rules and policies that promote investments and international
cooperation. These laws were drafted and enhanced progressively so
that, together, may become a mechanism ensuring generation supply,
reinforcing electricity system, expanding electricity coverage, fostering
competition in the electricity market and a sustainable and varied use
of energy resources.
Estos avances han permitido al subsector eléctrico desarrollar aspectos tales como:
These developments will allow the electricity subsector to work on:
• 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.
• Cultura de eficiencia energética y seguridad eléctrica para los usuarios.
• Seguridad e integración energética.
• Promoción del desarrollo eléctrico preservando el medio ambiente.
• Mechanisms to foster investments in the electricity sector.
• Promotion of renewable energies for electricity generation.
• Efficient use of natural gas for electricity generation.
• Security and coverage of electricity transmission.
• Culture of energy efficiency and electricity security for users.
• Energy security and integration.
• Promotion of an electric power development preserving environment.
12
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Principales lineamientos de política energética para el desarrollo de la infraestructura eléctrica
Main Guidelines of the Energy Policy for the Development of Electric Infrastructure
Fuente : MINEM
Política Energética Nacional 2010–2040
Aprobada por el Decreto Supremo Nº 064-2010
National Energy Policy 2010–2040
Approved by Supreme Decree Nº 064-2010
La Política Energética Nacional 2010–2040 cuenta con
09 objetivos. Estos son sus principales lineamientos:
The National Energy Policy 2010–2040 has 09 objectives.
These are its main guidelines:
• Promover proyectos e inversiones para lograr una
matriz energética diversificada basada en energías
renovables convencionales y no convencionales,
hidrocarburos, geotermal y nuclear, que
garanticen la seguridad energética del país. - Relacionado a la diversificación. Objetivo 1.
• Priorizar la construcción de centrales
hidroeléctricas eficientes para la generación
eléctrica nacional. - Relacionado a la diversificación. Objetivo 1.
• Promover el uso intensivo y eficiente de las
fuentes de energías renovables convencionales
y no convencionales, así como la generación
distribuida. - Relacionado a la diversificación.
Objetivo 1.
• Priorizar la construcción de sistemas de transporte
que garanticen la seguridad y confiabilidad del
subsector eléctrico. - Relacionado al acceso universal. Objetivo 3.
• Lograr la automatización de la oferta y manejo
de la demanda a través de sistemas tecnológicos
inteligentes. - Relacionado a la eficiencia. Objetivo 4.
• Mantener procesos de subastas de suministro
para alcanzar con anticipación la suficiencia en
generación de electricidad. - Relacionado a la autosuficiencia. Objetivo 5.
• Promover prácticas de responsabilidad social en las
actividades energéticas. - Relacionado al desarrollo sostenible. Objetivo 6.
• Promote projects and investments to achieve a
diversified energy matrix based on conventional
and non-conventional renewable, hydrocarbon,
geothermal and nuclear energies that ensure
power supply in the country. - Related to diversification. Objective 1.
• Prioritize construction of efficient hydropower
plants for national electricity generation. - Related to diversification. Objective 1.
• Promote an intensive and efficient use of
conventional and non-conventional renewable
energies as well as distributed generation. - Related to diversification. Objective 1.
• Prioritize the construction of transport systems
that ensure security and reliability of the
electricity subsector. - Related to universal access. Objective 3.
• Automatize supply and manage demand through
intelligent technological services. - Related to efficiency. Objective 4.
• Organize auctions in order to have sufficient
electricity generation capacity in advance to
meet the demand. - Related to self-sufficiency. Objective 5.
• Promote social responsibility practices in energy
activities. - Related to sustainable development. Objective 6.
13
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
c. Marco Normativo
Desde el año 1992, las actividades y negocios
del subsector eléctrico se rigen por la Ley de
Concesiones Eléctricas Nº 25844, la cual fue perfeccionada y complementada con otras leyes a fin de
fomentar la inversión y cubrir determinados aspectos de política energética nacional.
En el siguiente cuadro se observan las principales
normas que incentivan la inversión en el subsector
eléctrico, así como las normas técnicas peruanas relacionadas a la seguridad en operaciones
eléctricas y aseguramiento de la calidad de servicio
eléctrico al usuario.
c. Regulatory Framework
Since 1992, the activities and businesses of the
electricity subsector are governed by the Electrical Concession Law Nº 25844, which was
improved and supplemented with other laws in
order to encourage investment and meet certain
aspects of the national energy policy.
The following table shows the main rules that
encourage investment in the electricity subsector, as well as the Peruvian technical standards
related to security in electricity operations and
ensuring quality of the electricity service to the
user.
Normas principales que regulan el subsector eléctrico y promueven las inversiones
Main rules that rule the electricity subsector and promote investments
Ley de Concesiones Eléctricas, Ley Nº 25844
Principal norma que rige las actividades y negocios del
sector eléctrico: generación, transmisión y distribución.
Electrical Concession Law Nº 25844
Major rule that governs the electricity sector activities and
businesses: generation, transmission and distribution.
Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente
de la Generación, Ley Nº 28832
Ley que perfecciona las reglas establecidas en la Ley
de Concesiones Eléctricas.
Law to Ensure an Efficient Generation
Development Nº 28832
It strengthens the rules set forth in the Electrical
Concession Law.
DS Nº175-2009/MEM-DM
Permite la aplicación de un factor de descuento que
beneficia a proyectos hidroeléctricos para la oferta
económica de licitaciones de suministro.
DS Nº175-2009/MEM-DM
It allows for the application of a discount factor that
is beneficial for the economic offer of hydropower
projects in case of biddings.
Ley N° 1058 (junio de 2008)
Beneficio de la depreciación acelerada, hasta de 20%
anual, para la inversión en proyectos hidroeléctricos y
otros recursos renovables.
Law N° 1058 (june de 2008)
Benefit of accelerated depreciation, up to 20%/year,
for investments in hydropower and other renewable
resource projects.
Ley N° 1041 (junio de 2008)
Promueve el uso eficiente del gas natural.
Law N° 1041 (June 2008)
It encourages an efficient use of natural gas.
Ley N° 1002 (mayo de 2008)
Concede ventajas competitivas a los proyectos de
generación con energías renovables - RER.
Asimismo, establece un porcentaje objetivo de
5% de la demanda de energía nacional que
debe ser cubierto por generación RER, sin incluir
hidroeléctricas.
Law N° 1002 (May 2008)
It grants competitive advantages to renewable energy
generation projects - RER.
Furthermore, it establishes a target percentage of 5%
of the national energy demand that must be covered by
RER generation, without including hydropower plants.
DS Nº027-2007-EM y DS Nº010-2010-EM
Que promueve la inversión en transmisión.
DS Nº027-2007-EM and DS Nº010-2010-EM
It encourages investments in transmission.
Ley Nº 28876 (Junio de 2006)
Establece la recuperación anticipada del impuesto
general a las ventas de electricidad en empresas que
utilizan recursos hidráulicos y energías renovables.
Law Nº28876 (June 2006)
It sets forth the early recovery of the value-added tax
levied on the sales of electricity in companies that use
hydraulic resources and renewable energies.
En el Perú los inversionistas tienen el derecho a celebrar
contratos de estabilidad jurídica y tributaria, así como de
libre disponibilidad de divisas. Además, de ser necesario
pueden viabilizar la implementación de proyectos de
infraestructura pública o de prestación de servicios
públicos, bajo la modalidad de asociación público–
privada para agilizar los procesos de promoción a la
inversión privada.
In Peru, investors have the right to enter into juridical
and tax stability agreements, and to free availability
of foreign currency. Additionally, if necessary, they
may implement public infrastructure or public service
projects as public-private associations to expedite
processes for the promotion of private investments.
14
www.minem.gob.pe
d. Organización del subsector eléctrico
La organización del subsector eléctrico permite a sus agentes participar en la regulación y
promoción de éste con la finalidad de alcanzar
los objetivos de la política energética y obtener
acuerdos concertados para promover la sinergia
entre los derechos de las empresas eléctricas a
realizar actividades y negocios, los derechos del
usuario final por un buen servicio y la protección
del medio ambiente.
d. Organization of the Electricity Subsector
The organization of the electricity subsector
allows its stakeholders to participate in the regulation and promotion of this sector in order to
achieve the energy policy objectives and make
agreements to encourage synergy between the
rights of electricity companies to carry out activities and businesses, and the rights of final users
to a good service and environmental protection.
Organización del Subsector Eléctrico
Organization of the Electricity Subsector
Agentes
Agents
MINEM
DGE
Promoción
Promotion
DGER
Dirección General de Electrificación Rural
Rural Electrification General Directorate
DGEE
Dirección General de Eficiencia Energética
Energy Efficiency General Directorate
DGAAE
OGGS
PROINVERSIÓN
Regiones y
Localidades
COES
OSINERGMIN
MINAM - OEFA
INDECOPI
DEFENSORIA
DEL PUEBLO
Regulación
Regulation
Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos
General Directorate of Energy-Related Environmental Affairs
Oficina General de Gestión Social
Social Management Office
Agencia de Promoción de la Inversión Privada
Private Investment Promotion Agency
Gobiernos Regionales y Locales
Regional and Local Governments
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
Committee for the Economic Operation of the National Interconnected System
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
Supervisory Agency for Energy and Mining Investment
Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental - MINAM
Agency of Environmental Evaluation and Auditing - MINAM
Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual
Institute for the Defense of Competition and Intellectual Property
Defensoria del Pueblo
Ombudsman Office
EMPRESAS ELÉCTRICAS
ELECTRIC COMPANIES
CLIENTES FINALES
FINAL CUSTOMERS
15
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Funciones de los agentes respecto al
desarrollo del subsector eléctrico
DGE
Otorga los derechos para la realización de actividades
eléctricas. Éstas comprenden la realización de estudios
y construcción de infraestructura eléctrica. Además,
según sea el caso requiere de la aprobación previa de
la DGAAE a los estudios de impacto ambiental.
Esta responsabilidad de otorgamiento es compartida
con los gobiernos regionales y según los criterios indicados por la norma. También promueve los proyectos
eléctricos, norma las políticas del gobierno central sobre el desarrollo del subsector eléctrico y propone los
estándares eléctricos de la norma técnica peruana.
DGER
Planifica y promueve las obras de electrificación rural
de acuerdo al plan del mismo nombre, en coordinación con los gobiernos regionales y locales, y las
entidades privadas y estatales especializadas. Cabe señalar que en las zonas de pobreza y extrema pobreza,
estas obras son subsidiadas por el Estado.
DGEE
Propone la política de eficiencia energética. Ésta
comprende el uso de las energías renovables y no
renovables. En tal 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
Ministerio del Ambiente (MINAM) y los estándares
ambientales vigentes en la normatividad nacional.
OGGS
Oficina General de Gestión Social
Brinda el apoyo necesario en pro de la relación armoniosa entre las empresas y la población local para lograr
el desarrollo sostenible de los proyectos eléctricos.
PROINVERSION
Promueve los proyectos eléctricos y lleva a cabo los
procesos de licitación encargados por el MINEM.
Gobiernos Regionales y Locales.
Al igual que la DGE, otorga derechos eléctricos de
acuerdo a su competencia y promueve los proyectos de electricidad de su región en concordancia
con los planes nacionales y sus propios planes de
desarrollo.
COES
Comité de Operación Económica del Sistema
Interconectado Nacional
Este organismo técnico coordina la operación del
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el
mejor aprovechamiento de los recursos energéticos.
También, 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
Organismo Supervisor de la Inversión
en Energía y Minería
Determina los precios de referencia de electricidad
en base a la política de precios establecida por la
Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). También supervisa y fiscaliza el cumplimiento de los contratos
de concesión eléctrica, y en general las actividades
eléctricas de las empresas. En este sentido, OSINERG norma los procedimientos necesarios para
sus actividades y ejerce la aplicación de las sanciones respectivas.
MINAM-OEFA
Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental
MINAM
Supervisa y fiscaliza los efectos de las actividades
eléctricas en el ambiente, según lo establecido en la
política ambiental y los estándares vigentes en la normatividad nacional. Asimismo, ejerce la aplicación de
las sanciones respectivas.
INDECOPI
Instituto Nacional de Defensa de la Competencia
y de la Propiedad Intelectual
Evalúa y aprueba las fusiones y adquisiciones entre
empresas con la finalidad de resguardar la competencia frente a la influencia de los grupos económicos
que poseen participación en las diversas empresas
eléctricas del país.
DEFENSORIA DEL PUEBLO
Defiende la competencia del mercado eléctrico y
los derechos de los consumidores. Emite opinión
y sugerencias a nivel persuasivo en protección a los
derechos constitucionales de la persona y la comunidad para asegurar el cumplimiento de los deberes de
la administración pública y la prestación de los servicios públicos a la ciudadanía, en este caso del servicio
de electricidad.
Empresas Eléctricas
Éstas son las empresas de generación, transmisión y
distribución eléctrica tanto privadas como estatales.
En lo que respecta a las empresas estatales, el Fondo
Nacional de Financiamiento del Estado (FONAFE) es la
entidad que agrupa a las empresas del Estado con el
objeto de normar y dirigir la actividad empresarial del
aparato estatal, y que también incluye a ADINELSA, la
empresa estatal que administra la infraestructura de
electrificación rural subsidiada por el Estado.
Clientes Finales
Son los consumidores directos que demandan
electricidad para uso residencial o para realizar sus
actividades industriales y económicas.
Cabe señalar que los grandes consumidores tienen
la opción de ser clientes libres (precio a libre negociación). En tal sentido, la Sociedad Nacional de
Industrias (SNI) es la institución sin fines de lucro que
asocia a las empresas industriales más representativas
del país.
16
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Responsibilities of the Agents in the
Development of the Electricity Subsector
DGE
It grants the rights to carry out electricity related activities. They include the performance of studies and the
construction of electric infrastructure. Additionally, as
the case may be, it requires prior approval by DGAAE
in case of environmental impact assessments.
This responsibility to grant rights is shared with regional governments and is exercised according to the
criteria provided under the laws. It also promotes electric power projects, governs the central government
policies on the development of the electricity subsector, and proposes the electricity standards for the
Peruvian technical rules.
DGER
It plans and promotes rural electrification works according to a plan in coordination with regional and
local governments, and specialized private and public
entities. In poverty and extreme poverty areas, these
works are subsidized by the State.
DGEE
It proposes the energy efficiency policy. It includes the
use of renewable and non renewable energies. Therefore, it is in charge of preparing the National Energy
Plan and updating the Energy Balance.
DGAAE
General Directorate of Energy-Related
Environmental Affairs
It evaluates and approves the environmental studies
of electric power projects according to the policies of
the Ministry of Environment (MINAM) and the national environmental standards in force.
OGGS
It supplies the necessary support to keep a harmonious
relationship between companies and local population to
achieve a sustainable development of electricity projects.
PROINVERSION
It promotes electricity projects and calls for tenders as
requested by MINEM.
Regional and Local Governments
Like the DGE, it grants electricity rights according
to its authority and encourages electricity projects
in their regions according to the national plans and
their own development plans.
COES
Committee for the Economic Operation
of the National Interconnected System
This technical organization coordinates the operation of the National Interconnected Electric System
(Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN)
at a minimum cost, ensuring security of the system
and the best use of power resources. Also, it plans
the development of transmission in the SEIN and
manages the short-term market.
COES is made up by all stakeholders of the SEIN,
generators, transmission companies, distributors,
and free users.
OSINERGMIN
Supervisory Agency for Energy and Mining
Investment
It establishes the benchmark electricity rates based on
the rate policy set by the Electrical Concession Law
(LCE). It also supervises and fiscalizes the performance of electric concession agreements, and, in general,
electric power activities of companies.
To this respect, OSINERG regulates the necessary procedures to carry out its activities and applies sanctions
when necessary.
MINAM-OEFA
Agency of Environmental Evaluation and
Auditing - MINAM
It supervises and fiscalizes the effects of electricity related activities in environment according to the
environmental policy and national rules in force. Furthermore, it applies the relevant sanctions.
INDECOPI
Institute for the Defense of Competition
and Intellectual Property
It evaluates and approves the mergers and acquisitions among companies in order to safeguard
competition, considering the influence of economic
groups that participate in electric companies in the
country.
Ombudsman Office
It defends competition in the electricity market and
the rights of consumers. It gives its opinion and
recommendations regarding the protection of constitutional rights of people and the community to
ensure compliance with the duties of public administration and the supply of public services to citizens, in
this case, the electricity service.
Electric Companies
They include private and public companies engaged
in electricity generation, transmission and distribution.
As far as state-owned companies are concerned, the
National Fund of State Financing (Fondo Nacional de
Financiamiento del Estado - FONAFE) is the institution
that gathers public institutions in order to conduct
and govern the state business activity. It also includes
ADINELSA, the state-owned company that manages
rural electrification infrastructure subsidized by the
State.
Final Customers
They include the direct consumers requiring electricity
for residence use or to carry out industrial and economic activities.
Large consumers have the option to be free customers (freely negotiated price). The National Society of
Industries (Sociedad Nacional de Industrias - SNI) is the
non-for-profit institution that gathers the most representative industrial companies in the country.
Fuente / Source: MINEM – DGE
Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica
17
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
e. Garantías a la inversión y
aspectos tributarios
Central u organismos públicos descentralizados,
gobiernos regionales o gobiernos municipales,
previo pago de los impuestos de ley, lo siguiente:
Garantías a la inversión
Los inversionistas extranjeros y las empresas en
las que estos participan tienen los mismos derechos y obligaciones que los inversionistas y las
empresas nacionales sin más excepciones que
las que establece la Constitución Política del
Perú y las disposiciones del Decreto Legislativo
Nº 662.
El ordenamiento jurídico nacional, bajo ningún
supuesto, discrimina entre inversionistas ni entre
empresas nacionales y extranjeras.
Los inversionistas nacionales y extranjeros
gozan de los mismos derechos respecto a las
propiedades que adquieran en territorio nacional. No obstante, la Constitución Política, en
su artículo 71º, establece que los inversionistas extranjeros no pueden adquirir directa o
indirectamente, ni poseer título alguno sobre
minas, tierras, bosques, aguas, combustibles,
ni fuentes de energía dentro de los 50 km de
fronteras, excluyéndose solo a aquellos casos
particulares expresamente autorizados mediante un Decreto Supremo aprobado por el
Consejo de Ministros.
En lo que respecta a las inversiones extranjeras, el marco jurídico nacional dispone que
éstas queden autorizadas automáticamente y,
que una vez efectuadas, deben registrarse ante
la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN), básicamente con fines
estadísticos.
De otro lado, se garantiza el derecho de los
inversionistas extranjeros a transferir al exterior,
en divisas libremente convertibles, sin autorización previa de ninguna autoridad del Gobierno
• E l íntegro de los capitales provenientes de
las inversiones realizadas.
• El íntegro de los dividendos o las utilidades
provenientes de su inversión.
Convenios de estabilidad jurídica
Los Convenios de Estabilidad Jurídica otorgan
ciertas garantías a los inversionistas extranjeros
y nacionales que pretendan realizar actividades
económicas vinculadas a cualquier sector a fin
de proporcionar un régimen de estabilidad. Estos
convenios son suscritos por la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN), y/o
por el ministerio del sector correspondiente, en
representación del Estado Peruano.
Los Convenios de Estabilidad Jurídica podrán
celebrarse con anterioridad o dentro de los 12
meses siguientes a la obtención del título habilitante, la suscripción de estos otorga al titular la
invariabilidad de los regímenes y derechos específicos por un plazo de 10 años contados desde
su suscripción.
En el caso de los convenios celebrados al amparo del Texto Único Ordenado de las Normas con
Rango de Ley que Regulan la Entrega en Concesión al Sector Privado de las Obras Públicas de
Infraestructura y de Servicios Públicos, aprobado
por D.S. Nº 059-96-PCM, su vigencia se aplicará
por todo el plazo de la concesión.
Podrán acogerse al régimen de estabilidad jurídica, los inversionistas nacionales y extranjeros y las
empresas receptoras de dichas inversiones, siempre que se comprometan, como mínimo y en un
plazo no mayor de 2 años contados a partir de la
fecha de celebración del convenio o de la fecha
de título habilitante, a efectuar:
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• Aportes dinerarios canalizados a través del
Sistema Financiero Nacional al capital de una
empresa establecida o por establecerse.
• I nversiones de riesgo que formalicen con
terceros por un monto que no sea inferior a
US$ 5 millones (Ley Nº 27342).
Impuesto General a las Ventas (IGV)
El Impuesto General a las Ventas (IGV) es un impuesto al consumo de liquidación mensual que
grava el valor agregado en cada transacción realizada en las distintas etapas del ciclo económico,
empleando un esquema de débitos y créditos.
Impuestos a la Renta
El Impuesto a la Renta peruano es un impuesto que grava las rentas (utilidades o beneficios)
obtenidas por los contribuyentes que califican
como domiciliados en el país sin tener en cuenta la nacionalidad de las personas naturales, el
lugar de constitución de las empresas, ni la ubicación de la fuente productora de la renta.
Adicionalmente, el Impuesto a la Renta resulta
aplicable a los sujetos que califican como contribuyentes no domiciliados en el país, pero únicamente
con relación a las rentas que estos generen y que
califiquen como de “fuente peruana”.
Este impuesto se liquida y paga anualmente,
aunque existe la obligación de efectuar pagos
mensuales a cuenta.
A efecto de determinar el Impuesto a la Renta
que deberá pagarse y la incidencia económica
de éste sobre las inversiones extranjeras, será
imprescindible tener en cuenta los convenios
que el Perú ha celebrado con otros países para
evitar la doble tributación.
Asimismo, es importante mencionar el Decreto
Legislativo Nº 1058, que establece el Régimen
de Depreciación Acelerada para la inversión
en la generación de electricidad con el uso de
fuentes renovables. Aplicable a centrales que
entren en operación comercial a partir del 29
de junio de 2 008. Esta depreciación acelerada es aplicable a las maquinarias, equipos y
obras civiles necesarias para la instalación y
operación de las centrales que se adquieren o
construyen a partir de la vigencia de la norma.
Este impuesto opera de la siguiente forma:
El impuesto a pagar se determina mensualmente
deduciendo del Impuesto Bruto, monto resultante de aplicar la tasa del impuesto sobre la base
imponible* el Crédito Fiscal, es decir el IGV pagado por todas las adquisiciones de bienes y
servicios efectuadas, de tal manera que sólo la
diferencia entre estos 02 montos es lo que se
pagar1 efectivamente al fisco.
Cabe señalar que existe un régimen especial para
la recuperación anticipada del IGV, según lo establece el Decreto Legislativo Nº 973.
Más información visite:
www.mef.gob.pe
www.sunat.gob.pe
* La base imponible está constituida por:
a) Venta de bienes: Valor de venta
b) Prestación o utilización de servicios: Total de la retribución
c) Contratos de construcción: Valor de construcción
d) Venta de inmuebles: Ingreso percibido
e) Importaciones: Valor en Aduana más los respectivos derechos e impuestos.
19
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
e. Guarantees for Investment
and Taxation
Guarantees for Investment
Foreign investors and their companies have
the same rights and responsibilities than local
investors and companies without further exceptions than those stipulated in the Peruvian
Constitution and Legislative Decree Nº 662.
National rules do not discriminate at all foreign
investors and companies.
Local and foreign investors have the same rights
regarding properties acquired in the national
territory. However, the Political Constitution, in
its article 71º, stipulates that foreign investors
may not purchase, directly or indirectly, or have
any title whatsoever on, mines, lands forests,
water, fuels, energy sources within a span of
50 km next to the borderlines. Any particular
exception must be authorized through Supreme
Decree approved by the Board of Ministers.
In relation to foreign investments, the national
laws provide that they must be authorized automatically and that, once they are made, they
must be registered in the Private Investment
Promotion Agency (PROINVERSIÓN), with statistical purposes mainly.
Foreign investors also enjoy the right to transfer overseas in foreign currency the funds listed
below, without any exchange restriction or
prior authorization by any Central Government
authority or decentralized public organization,
regional or municipal governments, upon payment of the applicable legal taxes:
• All earnings from investments.
• A ll dividends or profits from their investments.
Juridical Stability Agreements
Juridical Stability Agreements grant certain
guarantees to foreign and local investors
intending to carry out economic activities related to any sector in order to provide for a
stability framework.
These agreements are entered into by
the Private Investment Promotion Agency
(PROINVERSIÓN), and/or the ministry of the
relevant sector, on behalf of the Peruvian
State.
Juridical Stability Agreements may be entered
into before or within the twelve months following the authorization. These agreements
guarantee to the holders of the concessions
that the specific schemes and rights granted
will not be amended for 10 years as from
their execution.
In case of the agreements entered into under
the Rules governing Private Concessions in
Infrastructure Public Works and Public Services, approved by D.S. Nº 059-96-PCM, their
validity will extend throughout the term of
the concession.
Local and foreign investors as well as the
companies receiving their investment may be
subject to that juridical stability scheme provided that they undertake -as minimum and
in a term not longer than 2 years as from the
date of execution of the agreement or the
date of authorization- to do the following:
Income Tax
Peruvian Income Tax is levied on the earnings
(profits or benefits) obtained by tax payers
which are residents in the country without
considering the nationality of individuals, the
place of incorporation of companies, or the
location of the income source.
Additionally, the Income Tax is applicable to
those persons that qualify as non resident
tax payers in the country, but only in relation
to the earnings from a “Peruvian source”.
This tax is settled and paid on a yearly basis,
even though there is an obligation to make
monthly advance payments.
In order to determine the Income Tax to be
paid and the economic effect on foreign
investments, it is essential to take into consideration the agreements entered into by Peru
to prevent double taxation.
Furthermore, it is important to mention Legislative Decree Nº1058, which provides for
an Accelerated Depreciation Scheme for investments in electricity generation using
renewable sources. It is applicable to power
plants starting their business operation on
June 29, 2008. This accelerated depreciation
is applicable to machineries, equipment and
civil works necessary for the installation and
operation of power plants acquired or built as
from the effective date of the rule.
Value-Added Tax (IGV)
• M oney contributions through the National
Financial System to the capital stock of a
company incorporated or to be incorporated.
• R isk investments with third parties for an
amount not lower than US$ 5 million (Law
Nº 27342).
The Value-Added Tax (IGV) is a tax on consumption paid monthly levied on the value
added in each transaction performed in the
different stages of economic activities, using
a debit and credit scheme.
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This tax is applied as follows:
The tax payable is determined monthly by deducting the Gross Tax resulting from applying
the tax rate on the taxable basis the Tax
Credit; in other words, the IGV paid for all
purchases of goods and services made so
that only the difference between these 02
amounts is the sum payable to the tax authority.
There is a special regime for early IGV recovery, as provided for under Legislative Decree
Nº 973.
For more information, visit:
www.mef.gob.pe
www.sunat.gob.pe
* The taxable basis in made up of:
a) Sale of goods: sale value.
b) Supply or use of services: Total compensation.
c) Construction agreements: Construction value.
d) Sale of real estates: Earnings.
e) Imports: Value in customs plus the relevant duties and taxes.
21
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Un negocio
donde ganamos todos.
A win-win business situation.
2
INFRAESTRUCTURA
Y MERCADO
INFRASTRUCTURE
AND MARKET
2. Infraestructura y Mercado
a. Alcances de la infraestructura eléctrica
Asimismo, y en virtud de la desintegración vertical
de las actividades eléctricas establecidas por la Ley
de Concesiones Eléctricas, el esquema del negocio
eléctrico presenta 03 clases de actividades:
Las centrales de generación dispersas en el
territorio nacional producen electricidad a partir
de la transformación de una fuente de energía
térmica, química, mecánica, luminosa, etc.
El grado de dispersión depende del tipo de
tecnología y aspectos técnico económicos que
implican la necesidad de ubicarse cerca a la
fuente o punto de abastecimiento de los recursos
energéticos. Las empresas de generación operan
este tipo de infraestructura y opcionalmente
utilizan pequeños sistemas de transmisión para
transportar la electricidad hacia los grandes
sistemas de transmisión, los cuales se asemejan a
grandes vías o troncales.
• Generación.
• Transmisión.
• Distribución de energía.
Los sistemas de transmisión de gran enverga
dura conducen la energía generada a través
de líneas de transmisión de 500, 220 y 138 kV
La gran infraestructura que se necesita para llevar
electricidad hasta los usuarios finales requiere de
03 tipos de instalaciones secuenciales. Éstas son:
• Centrales de generación.
• Sistemas de transmisión.
• Sistemas de distribución.
hasta los sistemas de distribución. Las empresas
transmisoras poseen un extenso alcance
territorial que puede llegar a cubrir varias
regiones o países.
Los sistemas de distribución permiten transportar
la electricidad proveniente de los sistemas de
transmisión hasta los usuarios finales.
Las empresas distribuidoras disponen de
un espacio territorial más focalizado, es decir a
nivel ciudad, distrito o poblado, y opcionalmente
pueden operar pequeños sistemas de transmisión
a fin de conectarse a los grandes sistemas
de transmisión y retirar electricidad hacia sus
sistemas de distribución.
En el Perú, el sistema eléctrico opera a una
frecuencia nominal de 60 Hz.
23
INFRAESTRUCTURAS Y MERCADO - INFRASTRUCTURE AND MARKET
2. Infrastructure and Market
a. Scope of Electric Infrastructure
The large infrastructure required to bring electricity to final users includes 03 types of sequential
facilities:
• Generation plants.
• Transmission systems.
• Distribution systems.
Furthermore, according to the vertical structure
of electricity activities provided under the Electrical Concession Law, electricity businesses involve
03 types of activities:
• Generation.
• Transmission.
• Distribution.
Generation plants throughout the national territory produce electricity by transforming a source
of thermal, chemical, mechanical, light or other
energy.
Their location depends on the type of technology
and technical and economic aspects because they
have to be located near the source or point of
supply of energy resources.
Generation companies operate this type of infrastructure and optionally, use small transmission
systems to transport electricity to the large transmission systems, similar to large or main roads.
The distribution systems allow transporting
electricity from transmission system to final users.
Distribution companies have a more focused territory, in other words, they operate at a city, district or
town level, and optionally, they may operate small
transmission systems in order to connect to large
transmission systems and bring electricity towards
their distribution systems.
In Peru, the electricity system operates at a 60 Hz
nominal frequency.
Large transmission systems transport the energy
generated through 500, 220 and 138 kV transmission lines to the distribution systems. Transmission
companies have a wide coverage that may include
several regions or countries.
Esquema de la Infraestructura Eléctrica
Electric Infrastructure Scheme
Empresas Generadoras
Generation Companies
Central Generadora
Generation Plant
Empresa Transmisora
Transmission Company
Estación
Elevadora
Boosting
Station
Red de Transporte
Transport Network
Empresas Distribuidoras
Distribution Companies
Subestación
de Transformación
Transformation
Substation
Clientes Finales
Final Customers
Estación
Cliente Industrial
Transformadora Industrial Customer
de Distribución
Distribution
Transformer
Station
Centro de
Transformación
Transformation
Station
Cliente Residencial
Residential Customer
24
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b. Empresas eléctricas representativas
b. Major Electric Companies
Hoy en día, en el mercado eléctrico participan 57
empresas eléctricas representativas, tanto estatales
como privadas, de las cuales 27 son de generación,
07 de transmisión y 24 de distribución.
Asimismo, existen las denominadas industrias
autogeneradoras que operan centrales de
generación eléctrica para abastecer de manera
parcial o total la demanda de electricidad de sus
propias actividades industriales.
En el siguiente cuadro está el listado de las
empresas eléctricas representativas del subsector y
los indicadores que reflejan su extensión o tamaño.
Today, the electricity market has 57 major
electric companies, including both private and
state, out of which 27 are engaged in generation, 07 in transmission, and 24 in distribution.
Likewise, there are self-generation industries
that operate power generation plants to supply
totally or partially the electricity demand of their
own industrial activities.
The following table shows a list of the major
electric companies and the indicators that show
their extension or size.
.
25
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Empresas eléctricas representativas, a diciembre 2011
Major Electric Companies, as of December 2011
Generadoras / Generation Companies
Transmisoras / Transmission Companies
Abreviatura
Abbreviation
Hidráulica
Hydropower
Térmica
Thermal Power
Total
Nº
Abreviatura
Abbreviation
500 kV
138 kV
Total
Nº
3 069
1 238
4 306
1
EDELNOR
710
41
839
2
LUZ DEL SUR
428
3
ELDUNAS
EDEGEL
568
1 015
1 583
1
REP
2
ENERSUR
130
956
1 086
2
TRANSMANTARO
3
DUKE EGENOR
351
344
695
3
REDESUR
428
4
KALLPA
602
602
4
ISA
262
5
SN POWER
264
264
5
ETESELVA
392
6
CELEPSA
220
220
6
ETENORTE
7
TERMOSELVA
203
7
CONENHUA
8
CHINANGO
9
EEPSA
185
89
Abreviatura
Abbreviation
220 kV
1
203
Número de clientes finales
Number of Final Customers
Longitud (km) por nivel de tensión
Length (km) per voltage level
Capacidad instalada (MW)
Installed Capacity (MW)
Nº
Distribuidoras / Distribution Companies
83
131
260
148
Regulado
Regulated
Libre
Free
Total
1 143 945
89
1 144 034
894 454
17
894 471
187 233
5
187 238
392
4
EDECAÑETE
31 321
31 321
392
5
TOCACHE
13 649
13 649
342
6
EMSEMSA
7 833
7 833
148
7
EMSEU
7 811
7 811
8
SERSA
5 617
5 617
COELVISAC
2 215
185
159
159
9
10
SHOUGESA
68
68
10
EPASA
1 114
1 114
11
GEA
42
42
11
EDELSA
1 512
1 512
12
SINERSA
13
SDF ENERGIA
39
39
14
AIPSAA
23
23
39
15
CORONA
20
20
SANTA CRUZ
14
14
10
17
GEPSA
PETRAMÁS
19
MAJA
10
5
3,8
5
3,8
20
LANGUI
3,3
3,3
21
SANTA ROSA
2,9
2,9
22
SAN HILARIÓN
0,6
0,6
SUBTOTAL
1 812
2 220
39
16
18
5
3 455
5 268
SUBTOTAL
5 091
1 668
6 848
SUBTOTAL
2 296 704
116
2 296 820
3
618 174
1
ELECTROPERU
1 008
88
1 096
1
ELNM
618 171
2
EGASA
177
154
331
2
ELC
573 357
3
SAN GABÁN
110
12
122
3
ENOSA
365 833
1
365 834
4
EGEMSA
90
18
109
4
ELSE
353 992
6
353 998
5
EGESUR
36
24
60
5
ENSA
351 236
6
351 242
6
SEAL
326 091
9
326 100
8
ELOR
215 199
1
215 200
7
ELPUNO
197 761
197 761
9
ELS
129 679
129 679
10
ELU
63 077
63 077
11
CHAVIMOCHIC
6 267
6 267
SUBTOTAL
1 422
296
1 717
TOTAL
3 234
3 751
6 985
SUBTOTAL
TOTAL
5 091
1 668
6 848
TOTAL
573 357
3 200 663
26
3 200 689
5 497 367
142
5 497 509
26
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c. Infraestructura eléctrica de
generación
Centrales Eléctricas de Generación mayores de 18 MW
Power Generation Plants over 18 MW
El mercado eléctrico tiene un parque de
C.H. Charhuaquero (100 MW)
generación compuesto por 45 centrales elécC.T. Nueva Tumbes (19 MW)
tricas mayores de 18 MW, las cuales suman
C.H. Poechos I y II (39 MW)
una capacidad instalada total de 6 963 MW.
C.T. Piura (35 MW)
Este grupo está compuesto por 23 centraC.T.
Malascas
(121 MW)
les hidroeléctricas que suman 3 152 MW
C.T. Tablazo (29 MW)
y por 28 centrales termoeléctricas que
suman 3 811 MW. Cabe señalar que
C.T. Maple Etanol (37 MW)
09 de las centrales termoeléctricas
C.T. Emergencia Piura (80 MW)
operan con gas natural y alcanzan
C.T. Chiclayo (27 MW)
un total de 2 658 MW.
C.T. Inquitos Diesel Wartsila (48 MW)
C.T. Taropo (24 MW)
C.T. Yarinacocha (25 MW)
C.T. Aguaytia (203 MW)
C.H. Malpaso (54 MW)
C.H. Gallito Ciego (34 MW)
C.T. Trujillo (21 MW)
c. Generation Infrastructure
C.H. Yuncán (130 MW)
C.H. Yaupi (108 MW)
C.H. Cañon del Pato (247 MW)
The electricity market has a generation park made up by 45 power
plants with a capacity higher than
18 MW, which, in the aggregate,
account for an installed capacity of
6 963 MW.
This group includes 23 hydropower
plants that total 3 152 MW, and 28
thermal power plants that total 3 811
MW. Nine out of the thermal power
plants operate with natural gas and
reach 2 658 MW.
C.T. Chimbote (43 MW)
C.H. Yanango (42 MW)
C.H. Cahua (40 MW)
C.H. Chimay (143 MW)
C.T. Paramonga (23 MW)
C.H. Huanchor (20 MW)
C.H. Huinco (258 MW)
C.H. S.A. Mayolo (798 MW)
C.T. Ventanilla (524 MW)
C.H. Restitución (210 MW)
C.T. Oquendo (39 MW)
C.H. Platanal (220 MW)
C.T. Santa Rosa (491 MW)
C.H. Machupichu (90 MW)
C.H. San Gabán II (110 MW)
C.T. Atocongo (42 MW)
C.H. Huampani (31 MW)
C.H. Callahuaca (83 MW)
C.T. Chilina (48 MW)
C.H. Moyopampa (75 MW)
C.S. majes (20MW)
C.H. Charcani (177 MW)
C.H. Matucana (120 MW)
Plantas Hidoelécrticas
Hydropower Plants
Plantas Termoeléctricas - Gas Natural
Thermal Power Plants - Natural Gas
Plantas Termoeléctricas - Carbón
Thermal Power Plants - Coal
Plantas Termoeléctricas - Diesel, Residuales
Thermal Power Plants - Diesel, Waste
Plantas Termoeléctricas - Bagazo
Thermal Power Plants - Bagasse
Plantas Solares
Solar plants
C.T. Kallpa (952 MW)
C.S. Repartición (20 MW)
C.T. Chila 1 (560 MW)
C.H. Aricota 1 y 2 (36 MW)
C.T. Las Flores (193 MW)
C.T. Pisco (75 MW)
C.T. Independencia (23 MW)
C.T. San Nicolás (69 MW)
C.T. Llo 1 (261 MW)
C.T. Llo 2 (135 MW)
C.T. Mollendo (32 MW)
C.T. Emergencia Mollendo (62 MW)
27
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Sistema de Transmisión de Electricidad a nivel nacional
National Electricity Transmission System
d. Infraestructura de la transmisión
El mercado eléctrico tiene un sistema eléctrico de
transmisión interconectado denominado Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que cubre
grandes extensiones del territorio nacional con
redes en alta tensión a tensiones nominales de 60,
138, 220 y 500 kV.
Cabe señalar que para el SEIN, este último nivel de
tensión es reciente y estará en proceso de expansión en el corto y mediano plazo.
Asimismo, existen sistemas aislados dispersos de
diferente extensión, en su mayoría con tensiones
nominales aplicadas a sistemas de distribución.
Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2012.
d. Transmission Infrastructure
The electricity market has an interconnected
transmission system called National Interconnected Electric System (Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional - SEIN) that covers large
areas of the national territory with high voltage
networks at nominal voltages of 60, 138, 220 y
500 kV.
For SEIN, the 500 kV voltage level is new and it
will be expanded in the short and medium term.
Furthermore, there are isolated systems of different sizes, mostly with nominal voltages applied
to distribution systems.
DESCRIPCIÓN
DESCRIPTION
EXISTENTES
EXIXTING
LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 kV / 500 kV TRANSMISION LINE
LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 33-50-60-66 kV / 33-50-60-66 kV TRANSMISION LINE
SUBESTACIÓN / SUBSTATION
CENTRAL HIDÁULICA / HYDROPOWER PLANT
CENTRL TÉRMICA / THERMAL POWER PLANT
CENTRL EÓLICA / WIND PLANT
CENTRAL SOLAR / SOLAR PLANT
RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN / GENERATION COLD RESERVE
CAPITAL DE DEPARTAMENTO / DEPARTAMENT CAPITAL CITY
GASEODUCTO CAMISEA / CAMISEA GAS PIPELINE
PLANTA DE FRACCIONAMIENTO / FRACTIONATION PLANT
ACTUALIZADO A AGOSTO 2012 / UPDATED AS OF AUGUST 2012
28
www.minem.gob.pe
e. Infraestructura eléctrica de distribución
Zonas de concesión otorgadas para sistemas de distribución eléctrica
Concession Zones granted for Electricity Distribution Systems
El mercado eléctrico tiene sistemas eléctricos de
distribución dentro de las zonas de concesión
otorgadas a empresas distribuidoras, tal y como
se muestra en el siguiente mapa.
Las empresas distribuidoras expanden sus
sistemas eléctricos de distribución dentro de la
zona otorgada. Al respecto, la mayoría de los
grandes sistemas de distribución se encuentran
conectados al SEIN, los más pequeños operan de
forma aislada y se denominan Sistemas Aislados
de Distribución.
Las redes de distribución operan en media
tensión a 22,9 y 10 kV, y en baja tensión a 0,4,
0,38 y 0,22 kV. Este última es por lo general la
tensión de suministro que se aplica a las zonas
residenciales.
Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Concesiones Eléctricas
e. Distribution Infrastructure
The electricity market has electricity distribution
systems in the concession areas granted to distribution
companies, as shown in the map below.
The distribution companies implement their
distribution electric systems within the area granted.
Most of the large distribution systems are connected
to the SEIN; the smallest ones operate in an isolate
manner and are called Isolated Distribution Systems.
The distribution networks operate at medium
voltage at 22,9 and 10 kV, and at low voltage at
0,4, 0,38 and 0,22 kV. Low voltage is usually the
supply voltage applied to residential areas.
CONCESIÓN DE DISTRIBUCIÓN / DISTRIBUTION CONCESSION
CONCESIONES DE DISTRIBUCIÓN
EMPRESAS
CONCESIONARIAS / CONCESSIONAIRES
EMPRESA CONSECIONARIAS
CONSORCIO
ELECTRICO
DE VILLACURI
SAC
CONSORCIO
ELÉCTRICO
DE VILLACURIS
SAC
DIRECCION
GENERAL
DE ELECTRIFICACION
RURAL.
DIRECCIÓN
GENERAL
DE ELECTRIFICIACIÓN
RURAL
ELECTRO
DUNAS
S.A.A. SAA
ELECTRO
DUNAS
ELECTRO
SURSUR
ESTEESTE
S.A.A. SAA
ELECTRO
ELECTRO
TOCACHE
S.A. SA
ELECTRO
TOCACHE
ELECTRO
UCAYALI
S.A. SA
ELECTRO
UCAYALI
ELECTROCENTRO
S.A. SA
ELECTROCENTRO
ELECTRONOROESTE
S.A SA
ELECTRONORESTE
EMP
DISTRIBUCION
ELECTRICA
CAÑETE SA CAÑETE SA
EMPDEDE
DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA
EMP
DE SERV
PUB DE ELECTPUB
DEL NORTE
SA DEL NORTE SA
EMPREG
REG
DE SERVICIOS
DE ELECT
EMP.DE
ADMIN.
DE INFRAEST.
ELECTRICA S.A ELÉCTRICA SA
EMP DE
ADMIN
DE INFRAESTRUCT
EMP.DE
DISTRIB.ELECT.DE
LIMA NORTE
S.A.A DE LIMA NORTE SAA
EMP DE
DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA
EMP.DE
SERV.ELECT.MUNIC.DE
PARAMONGA MUNICIPAL
SA
EMP DE
SERVICIOS ELÉCTRICOS
DE PARAMONGA SA
EMP.DIST.Y
RAMON
EMP DISCOMER.DE
Y COMERELEC.SAN
DE ELEC
SANS.A.RAMÓN SA
EMPR.MUNIC.DE
SERVIC.ELECT.UTCUBAMBA
SAC
EMP MUNICIPAL
DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
UTCUBAMBA SAC
EMPRESA
DE INTERES
LOCAL HIDROELECTRICA
CHACAS S.A. CHACAS SA
EMPRESA
DE INTERES
LOCAL HIDROELÉCTRICA
EMPRESA
REGIONAL
DE SERVDE
PUBLICO
DE ELECTRICIDAD
DE PUNO
S.A.A.
EMPRESA
REGIONAL
SERVICIOS
PÚBLICO
DE ELECTRICIDAD
DE PUNO SAA
EMPRESA
REGIONAL
DE SERVICIO
PUBLICO DE ELECTRICIDAD
ORIENTE - ELECTRODEL
ORIENTE
EMPRESA
REGIONAL
DE SERVICIOS
PÚBLICO DEDELELECTRICIDAD
ORIENTE - ELECTRO ORIENTE
EMPRESA
REGIONAL
DE SERVICIO
SUR S.A.- ELECTROSUR
S.A. SA - ELECTRO SUR SA
EMPRESA
REGIONAL
DE SERVICIOS
PÚBLICO DEDELELECTRICIDAD
DEL SUR
EMPRESA
REGIONAL
DE SERVICIO
SOCIEDAD ANONIMA - HIDRANDINA
EMPRESA
REGIONAL
DE SERVICIOS
PÚBLICO DEELECTRONORTEMEDIO
ELECTRICIDAD ELECTRONORTEMEDIO
SA - HIDRANDINA
LUZ
SURSUR
S.A.A.SAA
LUZDEL
DEL
PERU
PERUMICROENERGIA
MICOENERGÍA
PROYECTO
ESPECIAL
CHAVIMOCHIC
PROYECTO
ESPECIAL
CHAVIMOCHIC
SERVICIOS
ELECTRICOS
RIOJA S.A.
SERVICIOS
ELÉCTRICOS
RIOJA SA
SOCIEDAD
ELECTRICA
DEL SURDEL
OESTE
S.A.OESTE
-SEAL SA - SEAL
SOCIEDAD
ELÉCTRICA
SUR
Departamento
DEPARTAMENTO / DEPARTMENT
29
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Principales transacciones que se realizan en el Mercado Eléctrico Nacional
Major transactions in the National Electricity Market
Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica
Vendedores
Clientes Intermedios
Sellers
Intermediate customers
Mercado de precios
Price Market
Mercado de Clientes Finales
Final Customer Market
Mercado spot
1
Empresas
Generadoras
Suministro mayor a 1 000 kW
Supply over 1000 KW
(de la operación del sistema)
Spot Market
Generation
Companies
Mercado Libre
(de la libre negociación)
Free Market
4
3
3
6
* Suministro entre 200 y 1 000 kW
Supply from 200 to 1000 KW
(Based on free negotiation)
Mercado Regulado
Empresas
Distribuidoras
Clientes libres
Free Customers
(Based on system operation)
2
(por cálculo del regulador)
Regulated Market
5
* Suministro entre 200 y 1 000 kW
Supply from 200 to 1000 KW
* Nota: Si el suministro es entre 200 y 1 000 kW, el
cliente tiene la opción de decidir entre ser un cliente
libre o uno regulado, es decir podrá negociar libremente los precios o aceptar los precios y condiciones
del mercado regulado.
* Note: If the supply ranges from 200 to 1000 kW, the
customer may choose between being a free customer or
a regulated customer; in other words, he will be able to
decide whether to negotiate freely the rates or accept the
rates and conditions existing in the regulated market.
(Based on regulator calculation)
5
Distribution
Companies
Mercado de Subastas
(por resultado de subastas)
Auction Market
Suministro menor a 200 kW
Supply under 200 kW
Clientes Regulados o del
Servicio Público de Electricidad
Regulated or Public Electricity
Service Customers
(Based on auctions)
1.
1 Transacciones de energía y potencia entre generadores, a precio spot.
2.
2 Venta intermedia de electricidad de generadoras a
distribuidoras a precios libre. También existen casos
de venta intermedia de electricidad entre generadoras, a precio libre.
3.
3 Venta final de electricidad de distribuidoras a
clientes libres finales, a precio libre.
4 Venta intermedia de electricidad de generadoras a
4.
distribuidoras, a precios regulado.
5.
5 Venta final de electricidad de distribuidoras a
clientes regulados finales, a precio regulado.
6 Venta intermedia de electricidad de generadoras
6.
a distribuidoras, a precio establecido por subasta.
Está previamente determinado que el objeto
de la subasta es obtener contratos de energía y
potencia para abastecer a los clientes regulados
finales.
1.
1 Energy and power transactions between generators at spot price.
2.
2 Intermediate sale of electricity from generators to
distributors at free rates. There are also several cases
of intermediate electricity sale between generators,
at free rates.
3.
3 Final sale of electricity from distributors to free
final customers at free rates.
4 Intermediate sale of electricity from generators to
4.
distributors at regulated rates.
5.
5 Final sale of electricity from distributors to final regulated customers at a regulated rate.
6 Intermediate sale of electricity from generators
6.
to distributors at a price set in an auction. The
purpose of the auction is to obtain energy and
power contracts to supply final regulated customers.
30
www.minem.gob.pe
f. El mercado eléctrico
f. Electricity market
En el negocio eléctrico, las empresas generadoras, las distribuidoras y los clientes finales son
los agentes que participan activamente en el
mercado eléctrico. Y de acuerdo a las alternativas
para elegir o negociar el precio de electricidad, el
mercado eléctrico se puede clasificar en:
In the electricity business, generation and distribution companies as well as final users are
the stakeholders that actively participate in the
market. According to the alternatives to select
or negotiate the electricity rates, the electricity
market may be classified into:
Mercado Spot
Donde por defecto o por acuerdo se acepta que
los precios de electricidad sean equivalentes a los
valores de costo marginal, los cuales varían cada
15 minutos como resultado de la operación de
despacho económico del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Spot Market
Electricity rates, by default or upon agreement, are equivalent to marginal cost values,
which vary every 15 minutes as a result of the
economic dispatch operation of the National Interconnected Electric System (SEIN).
Mercado Libre
Donde por acuerdo de las partes, los precios
y condiciones de suministro se negocian libremente.
Mercado Regulado
Donde por acuerdo de las partes se aceptan
los precios determinados por el regulador
OSINERGMIN, así como las condiciones de suministro establecidas en la norma respectiva.
Mercado de Subastas
Donde por medio de subastas se establecen los
precios de compra y venta de electricidad.
Free Market
The parties agree upon the supply prices and
conditions; they are freely negotiated.
Regulated Market
The parties agree to accept the rates set by the
regulatory body OSINERGMIN, as well as the
supply conditions set forth in the applicable
rule.
Auction Market
The purchase and sale prices for electricity are
set through auctions.
31
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Impulsar el uso de
la energía sostenible.
Fostering the use of
sustainable energy.
3
PRINCIPALES
INDICADORES
MAIN
INDICATORS
3. Principales indicadores
a. El sector energía y la electricidad
Con relación al consumo de energía por recurso, en
el Gráfico Nº 3 se muestra una mayor participación
de los hidrocarburos (59%), seguido del grupo
de los energéticos leña, bosta y yareta (18%) y la
electricidad (17%).
Con relación a los sectores que consumen más
energía está el transporte (39%), seguido por el
grupo de la actividad residencial, comercial y de
servicio público (31%), y el grupo de la industria
y la minería (25%), tal y como se observa en el
Gráfico Nº 4.
En los últimos años, la participación de la electricidad
dentro de dicha matriz se ha mantenido casi
constante con un promedio de 18%.
Gráfico Nº1: Sendero energético del Perú
Graphic Nº1: Peruvian Energy Path
Fuente / Source: INEI; MINEM, Anuarios Estadísticos de Electricidad
PBI / energía final (Mill US$/TJ)
GDP / final energy (Mill US$/TJ)
El sendero energético del país en el periodo
2004-2010 representado en el Gráfico Nº 1
muestra una historia bien marcada entre los años
2004 hasta el 2007, donde hubo un incremento
importante de la producción por unidad de
energía final consumida (eficiencia económica de
la energía: PBI/energía), y también en el PBI per
cápita.
En los años 2008 y 2009 decreció el primer
indicador y se mantuvo el segundo, mientras que
en el 2010 se recuperó la tendencia del periodo
2004-2007.
En el Gráfico Nº 2, la tasa de crecimiento anual
del consumo de energía final decreció a 4%,
luego de haberse mantenido casi constante en
5% hasta el año 2008.
0,150
2007
2008
0,145
2006
0,140
2010
2005
2009
0,135
0,130
0,125
0,120
2004
2,2
2,4
2,6
2,8
3,0
3,2
PBI / percápita (Mill / hab)
GDP / percapita (Mill / inhab)
33
PRINCIPALES INDICADORES - MAIN INDICATORS
3. Main indicators
a. Energy Sector and Electricity
The energy path in the country during 2004-2010
-see Graphic Nº 1- shows a clear trend from 2004
to 2007, with a significant increase of production by unit of final energy consumed (energy
economic efficiency: GDP/energy), and also in the
GDP per capita.
During 2008 and 2009, the first indicator went
down but the second one continued stable, while
in 2010, the trend experienced during 2004-2007
came back.
Graphic Nº2 shows that the annual growth rate of
final energy consumption decreased to 4%, after
keeping almost constant levels at 5% until 2008.
In relation to energy consumption by type of
resource, Graphic Nº 3 shows a higher share of hydrocarbons (59%), followed by the group of energy
resources firewood, manure and yareta (18%), and
electricity (17%).
In relation to the sectors that consume more
energy, transport ranks first (39%), followed by
the group of residence, trade and public service
activities, (31%), and the group of industry and
mining (25%), as shown in Graphic Nº 4.
Recently, the share of electricity in that matrix
kept almost constant at an average of 18%.
Gráfico Nº2: Crecimiento de la energía
y participación de la electricidad
Graphic Nº2: Energy Growth and
Electricity Share
Fuente / Source: MINEM, Anuarios Estadísticos
de Electricidad, Balances Nacionales de Energía
Tasa anual de crecimiento de la energía (%)
Annual rate of energy increase (%)
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
- 2%
- 4%
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Gráfico Nº 4: Estructura del consumo
final de energía por sectores
Graphic Nº4: Structure of Final Energy
Consumption by Sectors
Gráfico Nº3: Estructura del consumo
final por recurso
Graphic Nº3: Final Consumption
by Resource
Fuente / Source: MINEM, Balances Nacionales de Energía
800 000
Terajoule
Terajoule
Terajoule
Terajoule
Fuente / Source: MINEM, Balance s Nacionales de Energía
700 000
600 000
18%
500 000
17%
400 000
700 000
Fuente / Source: MINEM, Balance Nacional de Energía 2010
Carbón Mineral y Derivados Bagazo y Carbón Vegetal
Coal and Derivatives Bagasse and Charcoal
4,2 % 1,6 %
600 000
25%
500 000
400 000
300 000
300 000
Gráfico Nº5: Estructura del consumo
final de energía por fuentes
Graphic Nº5: Structure of Final Energy
Consumption by Source
Leña, Bosta y Yareta
Wood, Manure
and Yareta
16,2 %
39%
200 000
200 000
59%
100 000
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
100 000
31%
0
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Energía Solar
Solar Energy
Leña, Bosta y Yareta
Agropecuario, Agroindustria y Pesca
Agriculture, Livestock Breeding, Agroindustry and Fishing
Wood, Manure and Yareta
No energético / Non energy
Beganzo y Carbón Vegetal
Bagasse and Charcoal
Electricidad
Electriciy
Industria y Minería / Industry and Mining
Carbón Mineral y Derivados
Coal and Derivatives
Hidrocarburos
Hydrocarbons
Residencial, Comercial, Servicio Público
Residential, Commercial and Public Service
Transportes / Transportation
17,7 %
Electricidad
Electricity
60,5 %
Hidrocarburos
Hydrocarbons
TOTAL
654 217 TJ
34
www.minem.gob.pe
b. Indicadores del subsector eléctrico
b. Electricity Subsector Indicators
De acuerdo a las cifras del año 2011, el Perú es una nación de 29,5 millones de
habitantes cuyas actividades antropogénicas demandan electricidad en 36 TW.h,
lo que representa el 17,7% de la demanda total de energía final. Como resultado, el consumo per cápita de electricidad fue de 1 079 kW.h-habitante.
Asimismo, la demanda de electricidad fue abastecida por una producción eléctrica total de 36 TW.h, 56% proveniente de centrales hidroeléctricas y 44% de
termoeléctricas. Al final, el balance de demanda y producción en el subsector
eléctrico resultó con una eficiencia de 88,4%.
En el Cuadro Nº 1 se pueden observar los principales indicadores del subsector
electricidad nacional.
Respecto al parque de generación, la capacidad instalada disponible alcanzó
9 GW y se encuentra conformada por centrales hidroeléctricas (40%) y centrales térmicas (60%). Del total, el 85% produce energía para el mercado eléctrico
y el 15% corresponde al otro grupo de centrales que pertenecen a empresas
autoproductoras (generan para su uso propio).
A fines del año 2011, la capacidad efectiva del parque de generación a nivel
nacional fue de 8 GW, 42% hidroeléctrico y 58% térmico.
En cuanto al sistema de transmisión, la longitud total de redes en 500, 220 y
138 kV fue de 11,382 km.
Cabe señalar que la producción eléctrica por tipo de fuente tuvo la participación
del 59% de hidroenergía, 34% gas natural, 4% diesel y residual y 3% Carbón
mineral, como se observa en el Gráfico Nº 6.
According to the figures in 2011, Peru is a country with 29,5 million inhabitants
which anthropogenic activities require electricity at 36 TW.h. This accounts for
17.7% of the total final energy demand. As a result, electricity consumption per
capita was 1 079 kW.h-inhabitant.
Likewise, the electricity demand was supplied by a total electricity production of
36 TW.h, 56% from hydroelectric power plants and 44% from thermal power
plants. At the end, the demand and production ratio in the electricity subsector
resulted in an efficiency of 88.4%.
Table Nº 1 shows the main indicators of the national electricity subsector.
Regarding the generation park, the available installed capacity reached 9 GW
and it is made up by hydroelectric power plants (40%) and thermal power
plants (60%). Out of the aggregate, 85% produces energy for the electricity
market, and the remaining 15% is made up by the group of power plants that
belong to self producing companies (generate for their own use).
By the end of 2011, the effective capacity of the domestic generation park was
8 GW, 42% from hydropower plants, and 58% from thermal power plants.
As far as the transmission system is concerned, the total network length in 500,
220 and 138 kV was 11,382 km.
Electricity production by type of source is broken down into 59% from hydropower, 34% from natural gas, 4% from diesel and residual and 3% coal, as
shown in Graphic Nº 6.
Gráfico Nº6: Producción en el mercado
eléctrico por tipo de fuente energética
Graphic Nº6: Production in the Electricity
Market by Type of Energy Source
Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011.
Gas Natural
Natural Gas
37 %
Carbón
Coal
2%
Diesel y Residual
Diesel and Residual
2%
Cuadro Nº1: Principales indicadores del subsector eléctrico nacional
Table Nº1: Main Indicators of the National Electricity Subsector
Nivel nacional / Nationwide
Población
Population
Partipación de la Electricidad
en el consumo final de Energía
Electricity Share in the Final
Energy Consumption
Coeficiente de electricidad
Electricity coverage
Consumo final de electricidad
(Venta final + Autoproductores)
Final Electricity Consumption
(Final Sale + Self-producers)
Consumo per capita
Consumption per capita
Producción de electricidad
Hidroeléctrica
Termoeléctrica
Electricity production
Potencia Instalada
Installed Power
Hidroeléctrica
Termoeléctrica
Hidroeléctrica
Termoeléctrica
34 GW.h
1 149 kW.h/habitante
(kW.h/inhabitant)
Hydropower
Thermal Power
39 TW.h
56 %
44 %
Hydropower
Thermal Power
9 GW
40 %
60 %
Hydropower
Thermal Power
8 GW
42 %
58 %
Eficiencia del subsector eléctrico
Efficiency of Electricity Subsector
Lineas de Transmisión
Transmission lines
500 kV
220 kV
138 kV
17,7 %
80 %
Effective Power
Potencia Efectiva
59 %
Hidroenergía
Hydroenergy
29,8 millones (millions)
500 kV
220 kV
138 kV
88,0 %
11 382 km
89 km
6 850 km
4 443 km
35
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
c. Indicadores del mercado eléctrico
c. Electricity Market Indicators
El mercado eléctrico es el espacio de negocios donde
las empresas eléctricas de generación, transmisión y
distribución desarrollan sus actividades e interactúan
de forma operativa y comercial para suministrar
electricidad al cliente final.
A fines del año 2011, la cantidad de clientes finales
o suministros ascendió a 5,5 millones, los cuales
consumieron energía eléctrica por un total de
32 TW.h, lo que equivale a una facturación de US
$2780 millones. Como resultado, el precio medio
de la electricidad fue de 9 centavos US$/kW.h, tal y
como se señala en el Cuadro Nº 2.
Esta demanda corresponde a los clientes que
son suministrados a través del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN) y los sistemas
aislados.
Para abastecer dicha demanda, el parque generador
de centrales eléctricas que operan para el mercado
eléctrico produjo un total de 36 TW.h de energía
eléctrica, 58% proveniente de hidroeléctricas y 42%
de termoeléctricas. A fines del año 2011, la capacidad
efectiva de dicho parque fue de 7 GW.
Cabe mencionar que el SEIN cubre casi la totalidad
de la demanda del mercado eléctrico al poseer la
mayor cantidad de usuarios y un valor mucho mayor
de demanda por usuario, mientras que el sistema
aislado abastece localidades y centros poblados
pequeños.
Asimismo, se debe recalcar que el parque generador
conectado al SEIN posee las centrales eléctricas de
mayor tamaño y potencia en el ámbito nacional.
Por ello, y otras razones técnicas y económicas para
el sistema, en el COES se seleccionan entre dichas
centrales a las que operarán y despacharán de manera
programática y coordinada bajo su aprobación.
A fines del año 2011, el parque generador del
COES-SEIN llegó a una capacidad efectiva de 6 GW y
registró una máxima demanda coincidente de 5 GW
(medida en bornes del generador), lo que ocurrió el
día 14 de diciembre a las 20:15 horas.
Como resultado, el margen de reserva en general
del COES-SEIN y del SEIN fue de 31%.
The electricity market is the business space where
electricity generation, transmission and distribution
companies develop their activities and interact to
supply electricity to final customers.
At the end of 2011, the number of final customers or
supplies amounted to 5,5 millions, which consumed a
total of 32 TW.h electrical energy, which is equivalent
to a billing of US $2780 millions. As a result, the mean
electricity price was 9 cents US$/kW.h, as shown in
Table Nº 2.
This demand corresponds to the customers supplied
through the National Interconnected Electric System
(SEIN) and isolated systems.
In order to meet that demand, the generation
plants operating for the electricity market produced
a total of 36 TW.h of electrical energy, 58% from
hydropower plants, and 42% from thermal power
plants. By the end of 2011, the effective capacity of
this generation park was 7 GW.
The SEIN covers almost all electricity market demand
because it has a larger number of users and a higher
value of demand by user, while the isolated system
supplies towns and small villages.
Furthermore, the generation park connected to
SEIN has the larger power plants nationwide. This is
the reason why, together with other technical and
economic reasons, the COES select among these
plants the ones that will operate and dispatch on a
coordinated manner under its approval.
By the end of 2011, the COES-SEIN generation park
reached an effective capacity of 6 GW and recorded
a maximum demand of 5 GW (measured at the
generator terminals), on December 14 at 20:15
hours.
As a result, the reserve margin in general in COESSEIN and SEIN was 31%.
36
www.minem.gob.pe
Cuadro Nº2: Principales indicadores del mercado eléctrico
Table Nº2: Main Indicators of the Electricity Market
Mercado Eléctrico / Electricity Market
Número de clientes finales
Number of final customers
Consumo final de electricidad
(Venta final)
Final Electricity Consumption
(Final sale)
Facturación por Venta Final
Billing upon Final Electricity Sale
Precio medio de electricidad
Average Electricity Price
Producción de electricidad
Hidroeléctrica
Termoeléctrica
Electricity production
Potencia Efectiva
Effective Power
Hidroeléctrica
Termoeléctrica
5,5 millones (millions)
32 TW.h
2 780 millones US$
(millions US$)
9 ctvo US$/kW.h
Hydropower
Thermal Power
36 TW.h
58 %
42 %
Hydropower
Thermal Power
7 GW
47 %
53 %
COES-SEIN del Mercado Eléctrico / COES-SEIN of the Electricity Market
Potencia Efectiva
Power Capacity
6 GW
Máxima Demanda del SEIN
Maximum Demand of SEIN
5 GW
Margen de Reserva del SEIN
SEIN Reserve Margin
31 %
37
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
d. Evolución de indicadores
del subsector electricidad
Energía eléctrica y número de clientes
En términos de energía eléctrica, durante el
periodo de 2004 al 2011 (Gráfico No. 7), la producción de energía eléctrica en este mercado a
nivel nacional creció a una tasa media de 6,9%,
y con un incremento medio de 2,1 TW.h/año.
Entre los energéticos utilizados para producir
energía destaca la participación de la hidroenergía, su evolución en el periodo 2004-2011 indica
una reducción de 76% en el 2004 a 58% en el
2011, tal y como se presenta en el Gráfico Nº 8.
En consecuencia, la producción eléctrica con hidroenergía tiene una tasa media de crecimiento
de 2%.
Caso contrario sucedió con el gas natural, su
participación llegó a 37% en el año 2011, y con
una tasa media de crecimiento de 32%, en el
mismo periodo de análisis.
Al igual que la hidroenergía, otros energéticos
como el grupo del diesel y residual, disminuyeron
su participación, principalmente debido al mayor
uso del gas natural para la generación de electricidad.
Por otro lado, en el Gráfico Nº 9 se observa que
la venta final de energía en el mercado eléctrico
creció a una tasa media de 7% y con un incremento promedio de 1,74 TW.h/año.
En dicha venta final, los clientes libres tuvieron
el mayor crecimiento con una tasa media de 6%
y su participación promedio en la venta final fue
de 44%, mientras que en el caso de los clientes
regulados, la tasa media de crecimiento fue de
8% y su participación promedio fue de 46%.
Respecto a la cantidad de clientes finales o suministros se muestra un crecimiento a tasa
media de 5% e incremento promedio de 234 mil
clientes/año.
d. Evolution of the Electricity Subsector
Indicators
Electrical Energy and Number of Customers
In terms of electrical energy, from 2004 to
2011 (Graphic Nº 7), the production of electrical energy in this market nationwide grew at an
average rate of 6,9%, with an average increase
of 2,1 TW.h/year.
Among the energy sources used to produce
energy, hydropower is the most outstanding. Its
evolution during 2004-2011 shows a reduction
in 2004 from 76% to 58% in 2011, as shown in
Graphic Nº 8. In consequence, hydropower production had a mean growth rate of 2%.
The natural gas scenario showed opposite results.
Its share reached 37% in 2011, with an average
growth rate of 32% during the same period of
analysis.
Like hydropower, other energy sources such as
diesel and residual decreased their shares mainly
caused by the larger use of natural gas for electricity generation.
Graphic Nº 9 shows that the final sale of energy
in the electricity market increased at an average
rate of 7%, at an average pace of 1,74 TW.h/
year.
In that final sale, free customers had a higher
growth at an average rate of 6% and their
average share in the final sale was 44%, while in
case of regulated customers, the average growth
rate was 8% and their average share was 46%.
Regarding the number of final customers or
supplies, there was an average increase of 5%
and 234 thousand customers/year.
38
www.minem.gob.pe
Gráfico Nº8: Producción en el mercado
eléctrico por tipo de energético
Graphic Nº8: Production in the Electricity
Market by Source
38
TW.h
TW.h
36
34
40
35
30
32
25
30
Gráfico Nº9: Venta final de electricidad
en el mercado eléctrico
Graphic Nº9: Final Sale of Electrical
Energy in the Electricity Market
23
24
26
28
31
34
31
36
TW.h
Gráfico Nº7: Evolución en la producción
de energía eléctrica 2 004-2 011
Graphic Nº7: Evolution of Electrical
Energy Production 2004-2011
40
35
15
15
24
10
10
22
5
5
0
0
2004 2005
2006 2007 2008
2009
2010 2011
4
25
20
26
5
30
20
28
6
3
2
1
0
2004 2005
2006 2007 2008
2009
2010 2011
0
204
2005
2006 2007 2008
2009
2010 2011
Producción a nivel nacional
Production nationwide
Producción del Mercado Eléctrico
Production of the electric market
Millones de clientes finales
Millions of final Customers
Incremento Promedio / Average Increase :
2,1 TW.h / año (year)
Tasa Media / Average Rate: 6,9%
Diesel y Residual
Diesel and Residual
Incremento Promedio / Average Increase:
234 mil / año (thousand/year)
Tasa Media / Average Rate: 5%
Producción en el Mercado Eléctrico
Production in Electricity Market
-0,25 TW.h / año (year)
Tasa Media / Average Rate: -12%
Venta final de electricidad
Final sale of electricity
Carbón mineral
Coal
Producción en el SEIN Mercado Eléctrico
Production in the Electricity Market SEIN
Venta final a clientes libres
Final sale to free customers
Gas Natural
Natural Gas
Venta final a clientes regulados
Final sale of regulated customers
Hídrico
Hydropower
39
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
En términos de potencia efectiva, lo que representa a la oferta eléctrica, durante el periodo
2004 al 2011, esta potencia creció a nivel
nacional a una tasa media de 6% y un incremento medio de 307 MW /año.
En el Gráfico Nº 11 se observa que el mayor incremento acumulado de oferta se presentó en
el año 2 009 con 907 MW y luego el 2010 con
744 MW adicionales.
En el mercado eléctrico, en el mismo periodo, la
potencia efectiva creció a una tasa media de 6%
y un incremento medio de 272 MW /año.
A nivel de COES-SEIN, el incremento medio de la
potencia efectiva fue de 247 MW/año y una tasa
media de 5%.
Esta oferta ha permitido cubrir la máxima
demanda del SEIN y obtener hasta un margen de
reserva de 30% en el año 2011, como se observa
en el Gráfico Nº 11.
Asimismo, es importante mencionar que el año
2 008 fue un año atípico en el crecimiento de la
demanda nacional debido al impacto de la crisis
económica. Sin embargo, la tasa media de crecimiento de la máxima demanda del SEIN fue
de 7%, mayor a la tasa correspondiente de la
potencia efectiva (6%).
Considerando el año atípico, el incremento promedio
de la máxima demanda es de 229 MW/año. En el
Gráfico Nº 12 se observa la evolución del incremento anual de la demanda COES.
Gráfico Nº10: Potencia efectiva en el
mercado eléctrico
Graphic Nº10: Effective Power in the
Electricity Market
MW
Potencia y margen de reserva
9 000
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
0
193
2004 2005
262
479
907
744
2009
2010 2011
8
2006 2007 2008
Potencia efectiva a nivel nacional
Effective power nationwide
307 MW / año (year)
Potencia efectiva del mercado eléctrico
Effective power of the electricity market
Potencia efectiva en el SEIN
Effective power in SEIN
Potencia efectiva en el COES-SEIN
Effective power in COES-SEIN
40
www.minem.gob.pe
Gráfico Nº12: Incremento anual de la
demanda COES SEIN
Graphic Nº12: Annual increase of
COES-SEIN demand
700
600
43
%
41
%
35
%
500
34
%
35
%
30
%
400
30
%
23
%
300
200
100
0
2004 2005
2006 2007 2008
2009
2010 2011
45%
40%
MW
Regarding effective power in relation to the electricity offer during 2004-2011, it grew nationwide
at an average rate of 6% and an average increase
of 307 MW /year.
Graphic Nº 11 shows that the higher cumulative
increase of supply occurred in 2009 with 907 MW,
and then in 2010 with an additional 744 MW.
In the electricity market, during the same period of
time, the effective power grew at an average rate
of 6% and an average increase of 272 MW /year.
At the level of COES-SEIN, the average increase of
effective power was 247 MW/year, at an average
rate of 5%.
This supply allowed covering the maximum demand
of SEIN and obtaining a reserve margin of up to 30%
in 2011, as shown in Graphic Nº 11.
Furthermore, it is important to mention that year
2008 was an atypical year as far as growth of the
national demand is concerned because of the
impact of economic crisis. However, the average
growth rate of the maximum demand of SEIN was
7%, higher than the effective power rate (6%).
Considering this atypical year, the average increase
of the maximum demand is 229 MW/year. Graphic
Nº 12 shows the evolution of the annual increase
of COES demand.
Gráfico Nº11: Potencia efectiva, máxima
demanda y margen de reserva - COES SEIN
Graphic Nº11: Effective power, maximum
demand and reserve margin - COES SEIN
MW
Power and Reserve Margin
450
385
400
35%
350
30%
300
25%
250
20%
200
15%
150
10%
100
5%
50
0%
0
275
257
233
166
174
123
114
2004 2005
2006 2007 2008
2009
2010 2011
Margen de Reserva
Reserve margin
Incremento Promedio / Average Increase: -0,5%
Potencia efectiva en el COES-SEIN
Effective power in COES-SEIN
Máxima demanda en el COES-SEIN
Maximum demand in COES-SEIN
41
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Gráfico Nº13: Inversión acumulada ejecutada
en el Subsector Eléctrico 2004-2011
Graphic Nº13: Cumulative investment executed in
the Electricity Subsector 2004-2011
Total acumulado / Total cumulative
12 195 millones US$
Privada
Private
57 %
During 2004-2011, the total cumulative investment executed amounted to US $7,113 millions,
out of which 87% was made by private companies and 6% by state companies. The remaining
7% corresponds to the investment by the State
in rural electrification. It is to note that in each
of the last 7 years, the share of private companies in the total annual investments exceeded
60% while state company investment was below
23%.
Regarding 2010, the share of private companies
in total investment was 72% and of state companies was 16%.
In relation to private investments during the
last two years (2010 and 2011), the annual investment amounts executed by transmission
companies exceeded the one made by distribution companies. In case of state companies, the
largest amounts of annual investments were
executed by distribution companies.
Gráfico Nº14: Inversión ejecutada en el
Subsector Eléctrico 2004-2011
Graphic Nº14: Investment executed in the
Electricity Subsector 2004-2011
Millones US$
Millions US$
Durante el periodo 2004 al 2011, el total acumulado de la inversión ejecutada fue de US $7,113
millones, de los cuales el 87% corresponde a
empresas privadas y 6% a empresas estatales.
El 7% restante corresponde a la inversión del
Estado en electrificación rural. Cabe mencionar
que en cada uno de los últimos 7 años, la participación de las empresas privadas en la inversión
total anual se ha mantenido por encima del 60%
y las estatales por debajo del 23%.
Respecto al año 2010, la participación de las
empresas privadas en la inversión total fue de
72% y de las empresas estatales 16%.
Al respecto, en las inversiones privadas de los
dos últimos años (2010 y 2011), los montos de
inversión anual ejecutados por empresas transmisoras lograron superar al de las distribuidoras.
En el caso de las empresas estatales, los mayores
montos de inversión anual fueron ejecutados por
las empresas distribuidoras.
1 900
131
1 700
1 642
1 500
1 300
12%
1 000
21%
900
100
36%
52%
12%
30%
63%
16%
12%
2006 2007 2008
2009
2010 2011
Estatal
Public
Electrificación Rural
Rural Electrification
13 %
100
50
0
67
54
49
2004 2005
67
29
102
29
64
25
140
27
78
66
2006 2007 2008
2009
2010 2011
Distribuidora
Distribution
Generadora
Generation
Gráfico Nº16: Inversión privada ejecutada
en el Subsector Eléctrico 2 004-2 011
Graphic Nº16: Private Investment executed
in the Electricity Subsector 2004-2011
1 800
1 600
1 212
1 400
1 200
0
2004 2005
161
73
107
-100
Estatal
Public
30 %
150
200
16%
14%
200
534
360
457
400
73%
7%
89
600
22%
59%
11%
250
800
74%
20%
500
300
1 000
63%
15%
700
300
72%
Gráfico Nº15: Inversión estatal ejecutada
en el Subsector Eléctrico 2004-2011
Graphic Nº15: State investment executed
in the Electricity Subsector 2004-2011
Millones US$
Millions US$
Investments Executed
Millones US$
Millions US$
Inversiones ejecutadas
Privada
Private
Electrificación rural ejecutado por el Estado
Rural electrification executed by the State
333
260
93
140
24
52
21
17
71
74
2004 2005
245
70
85
254
279
43
134
2006 2007 2008
128
2009
113
151
2010 2011
Distribuidora
Distribution
Transmisora
Transmission
Generadora
Generation
42
www.minem.gob.pe
43
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Perú, pais
privilegiado con
recursos energéticos.
Peru, a country rich
in energy resources.
4
RECURSOS
ENERGÉTICOS
ENERGY
RESOURCES
4. Recursos energéticos
El Perú posee una compleja geografía en la que
destaca la presencia de la Cordillera de los Andes
y las corrientes del Pacífico, lo que, entre otras
razones, explica su diversidad de climas y paisajes
ampliamente variados como la costa desértica, la
puna de los altos Andes o la selva amazónica.
Como resultado, Perú es uno de los países con
mayor biodiversidad en el mundo y grandes
recursos minerales, a la que se suma también la
diversidad de recursos energéticos renovables
que posee su territorio.
a. Hidroenergía
Según el estudio preliminar del Potencial
Hidroeléctrico Nacional, denominado HIDROGIS,
el potencial técnico aprovechable con centrales
hidroeléctricas de pasada asciende a 69 445 MW,
donde el mayor aprovechamiento se ubica en la
vertiente del Atlántico con 60 627 MW, seguida
por la del Pacífico con 8 731 MW.
Estos valores excluyen a las áreas restringidas y
las áreas con concesión definitiva de centrales
hidroeléctricas en operación. En cambio, considera
aquellas zonas con mayor posibilidad técnica y
económica para desarrollar proyectos hidroeléctricos.
Otro estudio de la década del 70, desarrollado
a través de una cooperación técnica alemana,
y denominado Evaluación del Potencial
Hidroeléctrico Nacional (EPHN), dio como resultado
la determinación del potencial técnicamente
aprovechable cercano a los 60 000 MW, anexado
a un listado de 328 proyectos.
45
RECURSOS ENERGÉTICOS - ENERGY RESOURCES
4. Energy resources
Peru has a complex geography characterized by
the presence of the Andes mountain range and
the Pacific currents, which, among others, explains
its variety of climates and widely varied landscapes
such as the dessert coast, the Andes highlands or the
Amazon forest.
As a result, Peru is one of the countries with more
biodiversity around the world and a large variety of
mineral resources, in addition to the variety of renewable energy resources throughout its territory.
a. Hydropower
According to a preliminary study of the National
Hydropower Potential, called HIDROGIS, the usable
technical potential with run-of-the-river hydropower plants amounts to 69 445 MW, being the
higher use in the Atlantic basin with 60 627 MW,
followed by the Pacific basin with 8 731 MW.
These figures do not include restricted areas and
areas with final concession of hydropower plants
operating. But, it considers those areas that have a
larger technical and economic possibility to develop
hydropower projects.
Another study in the seventies, prepared with the
assistance of the German technical cooperation,
and called Evaluation of the National Hydropower
Potential (EPHN), established that the technically usable potential was around 60 000 MW, and
involved a list of 328 projects.
Potencial Hidroeléctrico Nacional
HIDROGIS
National Hydropower Potential – Hidrogis
Fuente / Source: MINEM - Dirección General de Electrificación Rural
Estudio HIDROGIS, marzo 2011.
Potencial Hidroeléctrico Teórico del Perú
a nivel de cuencas – HIDROGIS
Theoretical Hydropower Potential by basin
– HIDROGIS
Fuente / Source: MINEM - Dirección General de Electrificación Rural Estudio
HIDROGIS, marzo 2011.
Potencial Hidroeléctrico del Perú
Peruvian Hydropower Potential
Vertiente
Watershed
Pacífico
Atlántico
Ticitaca
TOTAL
Teórico
Aprovechable
Theoretical
Usable
Técnico
Aprovechable
Technical
Usable
29 502
8 731
139 321
60 627
1 186
87
170 009
69 445
Potencial
Teórico (MW)
Thoretical
Potential (MW)
0-250
250-500
500-750
750-1 000
1 000-1 500
1 500-2 000
2 000-3 000
3 000-4 000
4 000-5 000
5 000-7 500
7 500-10 000
10 000-20 000
>20 000
46
www.minem.gob.pe
Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú
a nivel de cuencas – HIDROGIS
Technical Hydropower Potential of Peru by
basin– HIDROGIS
Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional (EPHN)
Evaluation of the National Hydropower Potential (EPHN)
Fuente / Source: MINEM, Estudio EPHN (1973 – 1982).
Fuente / Source: MINEM - Dirección General de Electrificación Rural Estudio
HIDROGIS, marzo 2011.
Potencial
Técnico (MW)
0-50
50-100
100-150
150-200
200-250
250-500
500-750
750-1.000
1.000-2.000
2.000-4.000
4.000-6.000
6.000-8.000
8.000-10.000
47
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Atlas Eólico del Perú
Wind Atlas of Peru
b. Energía eólica
El mayor potencial de energía eólica se encuentra en el litoral de la costa peruana debido a la
fuerte influencia del anticiclón del Pacífico y la
Cordillera de los Andes, que generan vientos
provenientes del suroeste en toda la región
costera.
En el año 2008 se desarrolló el Atlas Eólico del
Perú, un documento que contiene registros promedios de la intensidad de los vientos sobre el
territorio nacional y es un importante referente
para el estudio de proyectos eólicos de pequeña
y gran escala.
En el mismo documento se estima que el potencial eólico estaría sobre los 77 000 MW y que en
forma aprovechable pueden obtenerse más de
22 000 MW. Sin embargo, estos cálculos son estimaciones preliminares y requieren de estudios
más detallados.
Cabe mencionar que otros estudios indican que
solo el litoral del Perú cuenta con un potencial
eólico de 57 000 MW.
b. Wind Energy
m/s
0-1
1-2
The largest potential of wind energy is in the
Peruvian coast due to the high influence of the
Pacific anticyclone and the Andes Mountain
Range, that together cause winds from the
Southwest in all coastal region.
During 2008, a Peruvian Wind Atlas was
prepared which contains the average wind intensity records in the national territory and is an
important benchmark for the study of small- and
large-scale wind projects.
The same document estimates that the wind potential would exceed 77 000 MW and that over
22 000 MW may be used. However, these calculations are preliminary estimates and require
more detailed studies.
Other studies show that only the Peruvian coast
has a wind potential of 57 000 MW.
2-3
3-4
4-5
5-6
6-7
7-8
8-9
9 - 10
> 10
48
www.minem.gob.pe
Atlas Solar del Perú
Solar Atlas of Peru
c. Energía solar
El Perú cuenta con niveles de radiación solar que
hacen factible la implementación de parques solares
para la producción de electricidad tanto para el
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) como
para los sistemas aislados ubicados principalmente en
zonas rurales, entre otras aplicaciones diferentes a la
electricidad.
La factibilidad técnica y económica de los proyectos
solares depende de las oportunidades de inversión,
aprovechando las ventajas competitivas que ofrecen
las normas peruanas a las energías renovables, así
como del avance tecnológico y la evolución decreciente de los costos en infraestructura.
Aunque no se ha estimado el potencial en términos
de proyectos solares para generación eléctrica, se
dispone de un Atlas Solar que contiene los registros
de radiación solar promedio por rangos para cada mes
del año, lo cual constituye una guía importante para
los interesados en el desarrollo de proyectos solares.
c. Solar Energy
KW h/m
2
< 4,0
4,0 - 4,5
4,5 - 5,0
5,0 - 5,5
5,5 - 6,0
6,0 - 6,5
6,5 - 7,0
7,0 - 7,5
>7,5
Peru has solar radiation levels that make it feasible to
implement solar parks for the production of electricity
both for the National Interconnected Electric System
(SEIN) and for the isolated systems located mainly in
rural areas, including other applications different from
electricity.
The technical and economic feasibility of solar projects
depends on investment opportunities, using competitive advantages offered by Peruvian rules for
renewable energies, as well as the technological
progress and the decreasing evolution of costs in infrastructure.
Even though the potential has not been estimated
in terms of solar projects for electricity generation, a
Solar Atlas was prepared which contains the records
of average solar radiation for each month of the year.
This is an important guide for those interested in the
development of solar projects.
49
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
d. Energía geotérmica
d. Geothermal Energy
Desde el año 1977 se han efectuado diversos
estudios sobre el potencial geotermal, los cuales
definieron la ubicación de los campos geotermales en 6 regiones:
Since 1977, several studies were prepared about
the geothermal potential. They allowed identifying the location of geothermal fields in 6
regions:
• Región I Cajamarca, La Libertad.
• Región II Callejón de Huaylas.
• Región III Churín.
• Región IV Zona Central.
• Región V Eje Volcánico del Sur.
• Región VI Cusco Puno.
• Region I Cajamarca, La Libertad.
• Region II Callejón de Huaylas.
• Region III Churín.
• Region IV Central Zone.
• Region V Southern Volcanic Axis.
• Region VI Cuzco Puno.
Al respecto, en diciembre del año 2009, se inició
la cooperación técnica entre la Agencia de Cooperación Internacional del Japón (JBIC, por sus
siglas en inglés) y el MINEM para la elaboración
del Plan Maestro de Desarrollo de la Energía
Geotérmica en el Perú.
Los estudios preliminares han estimado un potencial de 3 000 MW a nivel nacional.
Asimismo, hay estudios de factibilidad sobre
02 proyectos con un total de 200 MW como
mínimo, ambos están ubicados en la región V de
la Cadena Volcánica del Sur, región de Tacna, en
los campos geotérmicos de Borateras (50 MW) y
Calientes (150 MW), respectivamente.
Actualmente, las empresas a las que se les ha
otorgado derechos o autorizaciones para la
exploración del recurso geotérmico están desarrollando estudios adicionales.
In December 2009, the technical cooperation
between the Japan International Cooperation
Agency (JBIC) and MINEM started for the preparation of a Master Plan for Geothermal Energy
Development in Peru.
The preliminary studies estimated a potential of
3 000 MW nationwide.
Furthermore, there are feasibility studies on
02 projects with an aggregate of 200 MW
minimum, both are located in the Region V of
the Southern Volcanic Chain, Region of Tacna, in
the geothermal fields of Borateras (50 MW) and
Calientes (150 MW), respectively.
Now, the companies that were granted rights or
authorizations for the exploration of the geothermal resource are preparing additional studies.
Zonas con manifestaciones
geotermales en el Perú
Zones with geothermal resources in Peru
Fuente / Source: MINEM
Instituto Geológico Minero Metalúrgico (INGEMMET).
Potencial
Teórico (MW)
Cajamarca - La Libertad
Callejón de Huaylas
Churín
Central
Eje Volcánico Sur
Cuzco - Puno
Puntos calientes / Hot Springs
Volcanes / Volcans
50
www.minem.gob.pe
e. Energía de biomasa
e. Biomass Energy
A la fecha todavía no se han realizado estudios
para determinar el potencial de biomasa en
términos de capacidad de proyectos de generación eléctrica.
Al respecto se estima que con los residuos
agroindustriales actuales se puede obtener hasta
177 MW en centrales convencionales de biomasa
y 51 MW con el uso de biogás. Esta estimación
se basa en los registros de producción del año
2 009 de residuos agroindustriales en plantas
de procesamiento de caña de azúcar, cáscara de
arroz, algodón, trigo, espárrago y los residuos forestales provenientes de los aserraderos.
As of today, no studies have been prepared
to identify the biomass potential in terms of
capacity of electricity generation projects.
It is estimated that with current agroindustrial wastes, up to 177 MW may be obtained
in conventional biomass plants and 51 MW
using biogas. This estimate is based on the production records of year 2009 of agroindustrial
wastes in sugarcane processing plants, rice skin,
cotton, wheat, asparagus and forest wastes from
sawmills.
f. Hidrocarburos
In Peru, there are 18 sedimentary bases with
possibility of production of hydrocarbon where
oil and gas exploration and development activities are being carried out. Furthermore, there are
hydrocarbon processing and storage plants in
several areas of the country.
In relation to the pipeline hydrocarbon transportation system, Peru has the Northern Oil Pipeline
and the Camisea Gas Transportation System.
En el Perú existen 18 bases sedimentarias con
posibilidades de producción de hidrocarburos
sobre las cuales se desarrollan actividades de exploración y explotación de petróleo y gas natural
en base a los contratos que se establecen con el
Estado. Asimismo, existen plantas de procesamiento y de almacenamiento de hidrocarburos
en diversas partes del país.
Con respecto a los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, en el país se cuenta con
el Oleoducto Norperuano y el Sistema de Transporte del Gas de Camisea.
f. Hydrocarbons
Bases sedimentarias de posible
existencia de hidrocarburos
Sedimentary Bases with Potential
Hydrocarbons
Fuente / Source: MINEM – Dirección General de Hidrocarburos
TUMBES
PROGRESO
SANTIAGO
MARAÑÓN
LANCONES
TALARA
SECHURA
BAGUA
HUALLAGA
TRUJILLO
SALAVERREY
UCAYALI
ENE
MADRE
DE DIOS
LIMA
PISCO
TITICACA
MOLLENDO
MOQUEGUA
51
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Lotes con contratos de exploración y
explotación de hidrocarburos
Blocks with hydrocarbon exploration and
development contracts
Plantas de procesamiento de hidrocarburos
Hydrocarbon processing plants
Lima
CONCHAN
CAMISEA
PLUSPETROL
Puno
Ayacucho
Madre de Dios
Cusco
Apurimas
Ica
Ayacucho
Puno
141
105
Arequipa
Tacna
a
egu
Refinerías / Refineries
Plantas de fragmetación / Fractionation plants
Plantas de separación / Separation plants
Mo
qu
Mo
qu
Bloques de Exploración
Exploration Blocks
Bloques de explotación
Exploitation Blocks
egu
a
Arequipa
nas
azo
Am
Lima
Junín
ar
ca
m
LIMA
Tacna
CONDENSADOS
HERCO ZETA GAS
KEDISOL SOL GAS
CONCHAN
PISCO
CALLAO
OLOE
PISCO
BENNTANG
ENCOPESAC
DQM
LA PAMPILLA
PERUQUIMICOS
TRALSA
AMPCO
SERVI QUÍMICOS
DEPOSITOS EFE
PACHACAMAC
PLUS SERVICE
Madre de Dios
Cusco
CUSCO
Apurimas
Ica
CUSCO
Ayacucho
Puno
AREQUIPA
Arequipa
MOLLENDO
ILO
Tacna
Plantas de combustible y otros derivados de hidrocarburos
Fuel and Other Derivative Hydrocarbon Plants
Plantas de almacenamiento de combustible en aeropuertos
Fuel storage facilities in airports
LPG plantas de almacenamiento
LPG storage facilities
52
JULIACA
GN TRADING
a
Junín
Ucayali
Pasco
egu
76
Cusco
LA PAMPILLA
aca
veli
113 111
Apurimas
Ica
ja
SUPE
90
57 56
108
58 88 Madre
de Dios
Hu
Z33
Huanuco
Pasco
Ucayali
PASCO
Ucayali
qu
110
ca
Lima
Ancash
Huanuco
Ucayali
Mo
Junín
THE MAPLE
TUPALLCA
ca
Z49
PUCALLPA
TARAPOTO
San Martín
La Libertad
SALAVERREY
CHIMBOTE
Ancash
126
YURIMAGUAS
TARAPOTO
veli
107
Z36
AGUAYTIA
ca
Huanuco
La Libertad
138
EL MILAGRO
aca
131 114
Ancash
Z48
San Martín
Loreto
Hu
120
Piura
PIURA
CHICLAYO
ETEN
SERVI QUÍMICOS
TRUJILLO
veli
Z35 La Libertad
Lambayeque
31-B
119 31-E
Z47
EL MILAGRO
EPPSA
134 135
100
TALARA
TALARA
PGP
aca
Z46
PARIÑA
137
INQUITOS
Loreto
Hu
Ca
ja
San Martín
Piura
ja
s
Amaz
ona
m
Z6
95
130
103
125
ar
ca
Z2B
TALARA
142
8
109
INQUITOS
INQUITOS
Ca
Loreto
Piura
XXI
Tumbes
128 142
nas
124
azo
127 106
Am
116
SHIVIYAU
Tumbes
ar
ca
XIV
Loreto
122
m
Tumbes
Ca
Z34
121
39
104 129
105
64 101 143
123
XIX
Z38 Z1
117
121
67
1AB
102
Plantas de almacenamiento de derivados
de hidrocarburos
Hydrocarbon derivative storage plants
www.minem.gob.pe
TACNA
Oldeoducto norperuano
Northern oil pipeline
Sistemas de transporte del Gas de Camisea
Camisea Gas transportation systems
Andoas
Malvinas
Junín
Lima
City Gate
Amazonas
Morona
Est.5
Loreto
Cusco
San José
de Saramuro
Est. 1
Huacavelica
Est.6
Piura
Bayovar
Liquefaction Plant
Pampa Melchorita
Est.9
Est.8
Est.7
Fractionation
Plant
Lambayeque
Cajamarca
Ica
Estación de Bombeo
Pumping Station
Tubería de Petroleo Crudo
Crude Oil Pipeline
Ayacucho
Apurimac
Punto de Extracción
Extraction point
Puntos de Destino
Destinations
Ruta del gasoducto de Camisea
Camisea Pipeline Route
53
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Asegurar
el abastecimiento
de electricidad.
Ensuring electricity
supply.
5
PROSPECTIVA
El futuro del sector eléctrico
PROSPECT
The future of the electricity sector
5. Prospectiva.
El futuro del sector eléctrico
a. Proyección de la demanda
La prospectiva del sector electricidad contribuye
a garantizar el abastecimiento de energía y la
viabilidad del sector en el largo plazo, además de
asegurar su conducción responsable y promover
el crecimiento de la industria y la minería en el
Perú.
Actualmente, con la participación de la inversión
nacional y extranjera, se está fortaleciendo
la infraestructura del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN) para lo que se ha
previsto la expansión del Sistema de Transmisión
y la construcción de más centrales hidroeléctricas
y térmicas, incluyendo las de tipo solar, eólicas,
de biomasa y biogás, entre otras.
La proyección de la demanda de electricidad que
se presenta a continuación es una estimación
preliminar de los requerimientos de energía y
potencia del país. Este análisis se realiza para el
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
a nivel nacional, incorporando a los pequeños
sistemas eléctricos aislados, mientras sea técnica
y económicamente factible.
En general, la demanda de electricidad del SEIN
seguirá incrementándose en proporción a las
necesidades de la población y de sus diversas
actividades económicas.
En esta proyección hay tres escenarios básicos:
Optimista, medio y conservador
Estos escenarios reflejan de mayor a menor, la
probabilidad de demandas futuras que dependen
mucho de la situación económica nacional e
internacional, así como de las decisiones de
inversión de los grandes consumidores de
electricidad (mineras, manufactureras, etc.), y
de los pequeños, pero masivos usuarios finales.
Estos últimos conformados por familias y hogares
que desean alcanzar un nivel de bienestar
adquiriendo equipos eléctricos en función de su
capacidad adquisitiva.
55
PROSPECTIVA - PROSPECT
En un escenario optimista se estima que entre los años
2011 a 2030, el incremento total de la demanda de
potencia del SEIN será de 17 598 MW, adicionales
a la demanda actual de 4 961 MW, registrada en
diciembre de 2011. Es decir, se incrementará casi 04
veces más sobre el valor actual.
En el mismo escenario se estima que durante los
primeros 05 años (2011-2015) la demanda del SEIN
se incrementará en un promedio de 857 MW/año
con un crecimiento promedio de 13%.
Respecto a los siguientes 03 quinquenios y
hasta el año 2030, los crecimientos anuales
promedio podrían ser menores, 8%, 6% y 6%,
respectivamente. Sin embargo, le corresponde
mayores valores de incremento promedio anual
(808, 847 y 1 154 MW/año).
Por lo general, el mayor incremento de la demanda
corresponde a las denominadas cargas vegetativas,
es decir a los consumos relacionados al crecimiento
de la población y al PBI (hogares, comercios e incluso
medianas industrias). A éstas se suman las cargas de
los grandes proyectos, principalmente de posibles
nuevos proyectos mineros, que a diferencia de la
carga anterior posee una probabilidad de ocurrencia
más subjetiva, se analiza de manera independiente.
Y por último, las cargas adicionales como las
incorporaciones de los pequeños sistemas aislados al
SEIN, algunas cargas especiales y “otras cargas”, las
cuales se refieren a las cargas propias de la operación
del sistema como pérdidas eléctricas y al consumo
propio de las centrales de generación.
Respecto a los grandes proyectos, cabe destacar
que en un escenario optimista, el incremento
total de estas cargas entre los años 2011 a 2030
sería de 3 761 MW, donde las mayores demandas
pertenecerían a los proyectos: Toromocho (220
MW), Hierro Apurímac Nº 2 (180 MW), Los Calatos
(180 MW) y Opabán (180 MW), entre otros.
En el caso de los otros escenarios se estima la
probable situación futura de los proyectos, es
decir se retrasa la fecha de puesta en operación,
se disminuye el tamaño de la carga o no es
considerado.
Proyección estimada de la máxima demanda de potencia en tres escenarios 2010-2030
Estimated forecast of the power peak demand in three scenarios 2010-2030
Fuente / Source: MINEM – DGE. Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica
MW
Demanda de potencia
25 000
20 000
15 000
10 000
5 000
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
2019 2020 2021 2022
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Optimista
Optimistic
Escenario
Scenario
Indicador
Indicator
Optimista
Optimistic
Medio
Intermediate
Conservador
Conservative
Medio
Intermediate
Conservador
Conservative
2011-2015
2016-2020
2021-2025
2026-2030
Incremento MW/año
Increase MW/year
857
808
847
1 154
Crecimiento promedio
Average Growth
13%
8%
6%
6%
Incremento MW/año
Increase MW/year
693
535
626
830
Average Growth
11%
6%
5%
5%
Increment0 MW/año
Increase MW/year
500
443
440
476
Average Growth
8%
6%
4%
4%
56
www.minem.gob.pe
5. Prospect
This forecast includes three basic scenarios:
The Future of the electricity sector
Optimistic, Intermediate and Conservative
The prospect of the electricity sector contributes to
guarantee the energy supply and the feasibility of
the sector in the long term, in addition to ensuring
its responsible conduction and promoting the
development of industry and mining in Peru.
Now, local and foreign investment is strengthening
the infrastructure of the National Interconnected
Electric System (SEIN). Accordingly, the plans include
an expansion of the Transmission System and the
construction of more hydropower and thermal plants,
including solar, wind, biomass and biogas plants,
among others.
These scenarios show, from top to bottom, the
probability of occurrence of future demands that
depend significantly on the international and
domestic situation as well as on the investment
decisions of large electricity consumers (mining,
manufacturing, etc.), and of small but mass final
electricity users. They are made up by families
and households that aim at having a comfort
level by purchasing electricity equipment based
on their purchasing power.
a. Demand Forecast
In an optimistic scenario, it is estimated that from
2011 to 2030, the total increase of the power
demand in the SEIN would be 17 598 MW, additional
to the current demand of 4 961 MW, recorded in
December 2011. In other words, it would increase
almost 04 times its current value.
In the same scenario, it is estimated that during the
first 05 years (2011-2015), the SEIN demand will
be increased an average of 857 MW/year with an
average growth of 13%.
The electricity demand forecast shown below is
a preliminary estimate of the energy and power
requirements in the country. This analysis is made for the
National Interconnected Electric System (SEIN) nationwide,
including the small isolated electricity systems, while they
are technically and economically feasible.
In general, the SEIN electricity demand will continue
increasing pro rata the needs of the population and its
several economic activities.
Power Demand
In relation to the following 03 five-year periods
and up to 2030, the average annual growths could
be lower, 8%, 6% and 6%, respectively. However,
there would be higher average increases (808, 847
and 1 154 MW/year).
In general, the higher demand corresponds to
the so called vegetative loads, in other words, the
consumptions related to the growth of population
and the GDP (households, trades and medium size
industries). Additionally, the loads required by large
projects, mainly possible new mining projects, different
from the above mentioned load, have a rather
subjective occurrence, and are analyzed independently.
Finally, it includes additional loads such as small
systems isolated from SEIN, some special loads and
“other loads”, which refer to the loads typical of the
system operation such as electricity loads and the own
consumption of electricity generation plants.
Regarding large projects, in an optimistic scenario,
the total increase of these loads from 2011 to
2030 would be 3 761 MW, where the higher
demands would belong to projects such as:
Toromocho (220 MW), Hierro Apurímac Nº 2 (180
MW), Los Calatos (180 MW) y Opabán (180 MW),
among others.
In case of other scenarios, it is estimated that the
probable future situation of the projects, i.e., a delay
in the commissioning, decreases the size of the load
or it is not considered.
Proyección estimada de la máxima demanda de potencia en tres escenarios 2010-2030
Estimated of the Maximum Power Demand in 03 scenarios 2010-2030
MW
30 000
1 154 MW/año MW/year
25 000
857 MW/año MW/year
20 000
847 MW/año MW/year
808 MW/año MW/year
15 000
Cargas Incorporadas y especiales
Typical and special loads
Cargas vegetativas
Vegetative loads
Otros (pérdidas y consumo propio)
Other (losses and own consumption)
10 000
Grandes proyectos
Large projects
5 000
Demanda actual
Current demand
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
57
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Demanda de energía eléctrica
En unidades de energía, y en un escenario optimista, se estima que entre los años 2011 a
2030, el incremento total de la demanda de
energía del SEIN sería de 119 TW.h adicionales
a la demanda anual actual de 32,6 TW.h registrada en el año 2011. Es decir, se demandará
casi 04 veces más sobre el valor actual.
En la misma lista de proyectos y escenarios
se estima que en 05 años (2011–2015), la
demanda de energía del SEIN se incrementaría
en un promedio de 5,8 TW.h/año a un crecimiento promedio de 12%.
En los siguientes 03 quinquenios, entre los
años 2016 a 2030, los crecimientos promedio
podrían ser de 8%, 6% y 6%, mientras que
sus incrementos promedio corresponderían a
5,6, 5,7 y 7,8 TW.h/año, respectivamente.
Incremento estimado de demanda de principales
proyectos mineros en un escenario optimista 2010-2030
Estimated Increase of the Maximum Power Demand
in an Optimistic Scenario 2010-2030
Proyectos Mineros / Mining Projects
Barra del SEIN / SEIN Bar
Incremento
Increase
MW
Año o lapso de incremento
Year or period of increase
Toromocho
Toromocho 220kV
220
2011
2015
Hierro Apurimac
Abancay 220kV
180
2021
2022
Los Calatos
Moquegua 220kV
180
2021
Opabán
Abancay 220kV
180
2017
Ampliación Shougesa
Marcona 220kV
170
2011
2016
Yanacocha Sulfides
Trujillo 220kV
150
2021
2020
Quellaveco
Moquegua 220kV
150
2014
2018
Las Bambas
Machu Picchu 138kV
150
2014
2015
Minas Conga
Cajamarca 220kV
144
2013
2015
Ampliación SIDER
Chimbote 138kV
124
2011
2017
Rio Blanco (Majas)
Piura 220kV
120
2017
2018
Galeno
Cajamarca 220kV
120
2012
2014
Antapaccay
Tintaya 138kV
120
2012
2019
La Granja
Carhuaquero 220kV
100
2018
2023
Cañariaco
Carhuaquero 220kV
100
2015
2016
Pampa de Pongo
Marcona 220kV
100
2013
2022
Los Chancas
Abancay 138kV
100
2015
2020
Aceros de Arequipa
Aceros
93
2011
2015
Michiquillay
Michiquillay 220kV
90
2016
2019
Amplicación SPCC
SPCC 138kV
90
2012
2014
2014
Tia María
Moquegua 220kV
90
Constancia (Katanga)
Tintaya 220kV
90
Ampliación Antamina
Vizcarra 220kV
80
2011
2015
Quechua
Tintaya 220kV
80
Yanacocha Verde
Cajamarca 220kV
78
Mina Justa (Mar Cobre)
Marcona 220kV
70
2016
2014
2013
2016
2020
2011
2015
Chucapaca
Moquegua 220kV
70
MIna Chapi
Socabaya 138kV
70
Amplicación Cerro Verde
Socabaya 220kV
60
Pachapaqui
Vizcarra 220kV
50
2015
2018
-
342
2011
2021
Otros proyectos / Other pojects
TOTAL
2020
2014
2018
2016
3 761
58
www.minem.gob.pe
In energy units, and in an optimistic scenario, it
is estimated that from 2011 to 2030, the total
energy demand increase of the SEIN would
be 119 TW.h additional to the current annual
demand of 32.6 TW.h recorded in 2011. In
other words, the demand would increase
almost 04 times as compared to the current
value.
In the same list of projects and scenarios, it is
estimated that in 05 years (2011-2015), the
energy demand of SEIN would be increased
by an average of 5,8 TW.h/year at an average
growth of 12%.
During the following five-year periods, from
2016 to 2030, the average growths may reach
8%, 6% and 6%, while the average increase
would be 5,6, 5,7 and 7,8 TW.h/year, respectively.
Proyección estimada de la demanda de energía eléctrica para tres escenarios 2010-2030
Estimated Electrical Energy Demand for 03 Scenarios 2010-2030
Fuente / Source: MINEM – DGE. Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica
180
TW.h
Electrical Energy Demand
160
140
120
100
80
60
40
Optimista
Optimistic
20
Medio
Intermediate
Conservador
Conservative
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Escenario
Scenario
Indicador
Indicator
Optimista
Optimistic
Increase MW/year
2016-2020
2021-2025
2026-2030
5,6
5,6
5,7
7,8
12%
8%
6%
6%
4,5
3,7
4,2
5,6
11%
6%
5%
5%
3,3
3,0
3,0
3,3
8%
6%
4%
4%
Incremento MW/año
Average growth
Medio
Incremento MW/año
Intermediate
Increase MW/year
Average growth
Conservador
Conservative
2011-2015
Incremento MW/año
Increase MW/year
Average growth
Incremento estimado de la demanda de energía en el escenario optimista 2010 - 2030
Estimated Energy Demand Increase in an Optimistic Scenario 2010-2030
TW.h
30.000
7,8 TW.h/año TW.h/year
25.000
Cargas Incorporadas y especiales
Typical and special loads
20.000
Cargas vegetativas
Vegetative loads
15.000
Otros (pérdidas y consumo propio)
Other (losses and own consumption)
10.000
Grandes proyectos
Large projects
5.000
Demanda actual
Current demand
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
59
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
b. Perspectivas de oferta de generación
En un escenario medio, la suma de proyectos
previstos para los años 2011 a 2015 aportará al
SEIN un incremento promedio de 869 MW/año.
Esta oferta está compuesta por grandes centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de gas
natural y centrales basadas en energías renovables, como las centrales hidroeléctricas
menores de 20 MW, parques eólicos y solares,
y centrales eléctricas de biomasa.
En los siguientes tres quinquenios, del año
2016 al 2030, los incrementos podrían ser de
645, 850 y 875 MW/año, respectivamente,
considerando mantener un margen de reserva
promedio de 41% (valor referencial solo para
la presente evaluación, y calculado respecto
a la proyección de demanda del escenario
medio). Es decir, se estima que en un escenario medio, el incremento total de la oferta
de generación que requeriría el país entre los
años 2011 a 2030 sería de 17 148 MW.
Respecto a los proyectos previstos hasta el
año 2016, estos suman 5 079 MW y destacan
por su potencia los proyectos C.H. Chaglla
(406 MW), Cerro del Águila (402 MW), C.T.
Fénix (520 MW), las centrales de reserva fría con
un total 800 MW y el grupo de proyectos eólicos,
solares y biomasa con un total de 348 MW.
Asimismo, están evaluándose otros proyectos y la tecnología correspondiente, teniendo
en cuenta que deben entrar en operación a
partir del año 2019. De modo que hasta el
año 2030 se obtenga una oferta adicional
de 10 810 MW para mantener un margen de
reserva de 35%.
Respecto al margen de reserva, éste se refiere
a disponer en reserva a centrales eléctricas con cierta rapidez de operación, a fin de
atender los casos de indisponibilidad programada o fortuita de otras centrales eléctricas, y
también en algunos casos para cubrir grandes
incrementos inesperados de la demanda.
Otra de las razones para un margen de reserva
es la indisponibilidad natural o impredecible
reducción del aporte de producción eléctrica
de las centrales eólicas y solares, la cual se
debe a que estos tipos de centrales poseen
una operación intermitente que depende de
la disponibilidad del viento o de la intensiva
radiación solar durante el día. Lo mismo, pero
con menor variabilidad, ocurre en las centrales hidroeléctricas que no utilizan embalses
o presas, y en donde la producción eléctrica
depende directamente de los ciclos de avenida
o estiaje de los caudales de los ríos.
Para los otros escenarios, el año de puesta en
operación de los proyectos previstos podría
extenderse dependiendo de los efectos fortuitos que afecten la inversión comprometida.
Al respecto, algunos de los proyectos están en
etapa de estudio y dependen de las decisiones
de inversión del sector empresarial.
Cabe recordar que según la política de promoción de las energías renovables se estableció
el objetivo de 5% en participación de las
energías renovables, sin considerar hidroeléctricas RER, respecto a la demanda nacional de
energía. El MINEM puede modificar la manera
a fin de elevar o mantener dicha participación
cada 05 años.
60
www.minem.gob.pe
b. Generation Supply Prospects
In an intermediate scenario, the aggregate of
projects forecast for 2011 to 2015 will mean
for SEIN an average increase of 869 MW/year.
This supply is made up by large hydropower
and thermal power plants of natural gas and
renewable energy based plants, such as hydropower plants lower than 20 MW, wind and solar
parks, and biomass power plants.
In the following three five-year periods of time,
from 2016 to 2030, the increases may be 645,
850 and 875 MW/year, respectively, considering keeping an average reserve margin of 41%
(benchmark value only for this evaluation and
computed based on the demand forecast of
an intermediate scenario). In other words, it is
estimated that in an intermediate scenario, the
total increase of the generation supply required
by the country from 2011 to 2030 would be 17
148 MW.
Regarding the projects forecast until year 2016,
they total 5 079 MW. Based on their power, the
most outstanding are: C.H. Chaglla (406 MW),
Cerro El Águila (402 MW), C.T. Fénix (520 MW),
the cold reserve plants with a total of 800 MW
and the group of wind, solar and biomass projects
which total 348 MW.
Furthermore, other projects and technologies are
being evaluated, taking into consideration that
they must start operating as from year 2019. Up
to 2030, the expected additional supply would be
10 810 MW to keep a reserve margin of 35%.
This reserve margin involves having stand-by
power plants, ready-to-use promptly, in order to
meet the scheduled or not scheduled non availability in other power plants, and also in some
cases to meet any unexpected large demand increases.
Other of the reasons for a reserve margin is the
natural or unexpected reduction of electricity
production from wind and solar plants, consi-
dering that this type of plants operate on a non
continuous basis due to their dependence on
wind availability and intensive solar radiation at
daytime. The same situation, although with less
variability, applies to hydropower plants which
do not use dams or ponds, and where electricity production directly depends on the flood or
draught seasons of river flows.
For other scenarios, the year for the start-up of
the projects planned may be longer depending
on the unexpected effects affecting the investments committed.
Some of the projects are in the study phase
and depend on the investment decisions of the
business sector.
According to the policy for the promotion of renewable energies, the objective is that renewable
energies account for 5%, without considering
RER hydropower plants, of the national energy
demand. The MINEM may increase or keep that
share every 05 years.
Perspectivas de oferta para cubrir la demanda 2011-2030
Supply Prospects to Meet the Demand 2011-2030
MW
30 000
875 MW/año MW/year
869 MW/año MW/year
850 MW/año MW/year
25 000
60 %
50 %
Proyectos por definir
Projects to be defined
20 000
40 %
Proyectos termoeléctricos
Thermal Power Projects
15 000
30 %
Proyectos hidroeléctricos
Hydropower Projects
10 000
20 %
Proyectos de energías renovables eólica y solar
Wind and Solar Renewable Energy Projects
5 000
10 %
Centrales termoeléctricas existentes
Existing Thermal Power Plants
0%
Centrales hidroeléctricas existentes
Existing Hydropower Plants
645 MW/año MW/year
0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
2019 2020 2021 2022
Margen de reserva respecto a la demanda
proyectada del escenario medio
Reserve Margin in relation to the estimated
demand of the intermediate scenario
2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Optimista
Optimistic
Medio
Intermediate
Conservador
Conservative
61
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Proyectos de generación previstos como oferta para el Sistema Interconectado Nacional
Generation Projects Estimated as Supply for the National Interconnected System
Proyectos
Projects
Potencia Efectiva
Effective Power
(MW)
Año
Year
Centrales Hidroeléctricas
Hydropower Plants
CH Huanza
Proyectos
Projects
Potencia Efectiva
Effective Power
(MW)
Año
Year
Proyectos Termoeléctricos a Gas Natural
Natural Gas Thermal Power Plants
91
2013
CT Kallpa, GN-CC
293
2012
CH Molloco (Soro)
158
2014
CT Termochilca (SD olleros), GN-CS
196
2013
CH Molloco (Llatica)
144
2015
CT Fénix, GN-CC
520
2013-2016
65
2016
CT Chilca, GN-CC
303
2013
CH Chávez
168
2015
CT Las Flores TV
96
2017
CH Quitaracsa I
112
2014
CT El Faro, GN-CS
171
2017
CH Santa Teresa
90
2015
CT El Faro, GN-CC
88
2018
150
2016
CT Termochilca (SD Olleros) TV
100
2017
49
2015
CT GN BPZ
135
2015
CH Belo Horizonte
180
2016
CT GN Quillabamba
200
2015
CH San Gabán I
150
2016
CT Chimbote G1, GN-CS
340
2020
96
2015
CT Chimbote T G2. GN-CS
170
2021
CH Chaglla
406
2016
CH Cerro El Águila
402
2016
CH San Gabán III
189
2018
CH San Gabán IV
130
2018
II Fase CH Machu Pichu
100
2015
CH Santa Rita
174
2015
CT Talara
200
2013
2017
CT Etén
200
2014
CT Llo
400
2013
CH La Virgen
CH Pucará
CH Tarucani
CH Marañon
CH Olmos
50
CH RER
234
Subtotal
2012-2015
Subtotal
2 612
Proyectos termoeléctricos para Reserva Fría con Generación Dual
(Diesel y Gas Natural)
Thermal Power Projects for Cold Reserve with Dual generation
(Diesel and Natural Gas)
Subtotal
3 137
800
Proyectos Renovables Eólica, Solar y biomasa
Renewable Energy, Wind and Solar Projects
CCEE
232
2012-2014
CCSS
96
2012-2014
CCBB
20
2011-2014
Subtotal
TOTAL
c. Proyección de la transmisión
Demanda de reforzamiento y ampliación
El incremento de la demanda y la oferta
eléctrica obliga a reforzar el sistema de transmisión para permitir el transporte de mayor
flujo de electricidad.
Este refuerzo consiste en incrementar el número
de líneas sobre las torres de transmisión existentes, si están preparados para ello, o en su
defecto construir más torres de transmisión con
rutas paralelas o alternas a las existentes.
Una forma relativamente económica de
ampliar la capacidad de transporte es utilizar
mayores niveles de voltaje o tensión para lo
cual se requieren torres eléctricas de mayor
tamaño). Por esta razón, y debido a que se
pronostican grandes incrementos de demanda
y oferta en el país, se están construyendo
redes de transmisión con tensiones de 500 kV,
con la visión de extenderlas a nivel nacional
y consolidarlas como una vía que soporte
grandes bloques de electricidad en toda la
ruta del SEIN. Esta vía permitirá aprovechar la
energía producida por los grandes proyectos
nacionales de generación e incluso la oferta
eléctrica de otros países a través de una interconexión internacional.
El siguiente nivel de tensión, y el más importante, es el de 220 kV, cuyas rutas existentes
se reforzarán en el corto plazo, mientras que
en el mediano plazo se extenderán hacia
sistemas eléctricos aislados.
348
6 897
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www.minem.gob.pe
En la actualidad, el SEIN refleja secuencialmente la forma en que se abatieron las dificultades
técnicas y económicas para expandir la red y
unir la demanda (usuarios) con la oferta (generación), primero sobre la costa y luego sobre
los accidentes geográficos de Los Andes, con
el reto de expandir la red hacia la zona oriental
amazónica del país, sin olvidar las consideraciones previas de orden político, ambiental y
social.
Plan de transmisión
El reforzamiento del sistema de transmisión a
nivel nacional se desarrolla satisfactoriamente
en el marco de la normativa del subsector eléctrico que estableció la elaboración de un Plan de
Transmisión, propuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado
Nacional (COES) para la aprobación del MINEM y
con opinión previa del Organismo Supervisor de
la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN).
La normativa establece también que hasta desarrollar y publicar el primer Plan de Transmisión,
ésta se desarrollará de acuerdo al Plan Transitorio
de Transmisión.
En el capítulo 08 del documento están los proyectos de transmisión en ejecución según el Plan
Transitorio, así como los principales proyectos
propuestos en la actualización del Plan de Transmisión 2013-2022, publicado en abril de 2012.
c. Transmission Forecast
Reinforcement and expansion demand
The increase of demand and the electrical supply
requires a reinforcement of the transmission system
to allow for a higher electricity flow.
This strengthening consists of increasing the
number of lines on the existing transmission lines,
if they are ready for that, or, otherwise, build more
transmission towers with parallel or alternate routes
to the existing ones.
A relatively economic form to expand the transport capacity is to use higher voltage levels, and for
that, larger electrical towers are required. This is the
reason why, and because large demand and supply
increases are expected in the country, 500 kV transmission networks are being built, in order to expand
them nationwide and consolidate them as an alternative for large electricity blocks in all the SEIN route.
This will allow using the energy produced by large
national generation projects and even the electrical
supply of other countries through international interconnection.
The following level of voltage, and the most important one, is 220 kV, which existing routes will
be reinforced in the short term, and in the medium
term they will be expanded to isolated electrical
systems.
Today, the SEIN shows in sequence the form how
the technical and economic problems were solved
to expand the network and match the demand
(users) with the supply (generation), first on the
coast, and then on the Andes with its particular
geographic characteristics, with the challenge of expanding the network towards the Amazon Eastern
side of the country, without forgetting the previous
political, environmental and social considerations.
Transmission plan
The strengthening of the transmission system
nationwide is developed satisfactorily within
the framework of the electricity subsector that
provided for the preparation of a Transmission
Plan to be proposed by the Committee for the
Economic Operation of the National Interconnected System (COES) and to be approved
by the MINEM and with the opinion of the
Supervisory Agency for Energy and Mining Investment (OSINERGMIN).
The laws also set forth that until developing
and publishing the first Transmission Plan, it
will be developed according to the Temporary
Transmission Plan.
Chapter 08 of the document shows the transmission projects executed according to the
Temporary Plan, as well as the main projects
proposed in the updating of the Transmission
Plan 2013-2022, published in April 2012.
63
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Líneas de transmisión existentes y proyectadas
Existing and Planned Transmission Lines
Interconexión internacional
Fuente / Source: MINEM, Estadística por Regiones
DESCRIPCIÓN
DESCRIPTION
Las interconexiones con otros países tienen la
finalidad de incrementar la seguridad y confiabilidad de suministro de un sistema de
transmisión. Además, crean oportunidades
comerciales o de mercado para empresas integrantes del sistema, lo cual puede llevar a
hacer económicamente factible el desarrollo de
grandes proyectos de generación.
El Estudio “Propuesta de Actualización del Plan
de Transmisión 2013-2022” explica importantes aspectos relacionados con el desarrollo de
las interconexiones internacionales del Perú
con los países limítrofes, hacia el mediano y
largo plazo.
Hasta el año 2022, se estima que el Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional-SEIN contará
con un sistema de transmisión de 500 kV que
asegure el transporte de energía generada por
las futuras centrales que conforman la oferta
de generación y, las facilidades que permita
tener capacidad de intercambio de electricidad
conforme a los acuerdos binacionales o regionales que se suscriban.
En el citado estudio se indica que los proyectos
de interconexiones internacionales generalmente se desarrollan con fines específicos tales
como la integración de mercados, exportación o importación de electricidad a partir de
EXISTENTES PROYECTADAS
EXIXTING
FORECAST
LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 33-50-60-66 kV / 33-50-60-66 kV TRANSMISION LINE
CENTRAL DE EMERGENCIA / EMERGENCY PLANT
o
64
www.minem.gob.pe
centrales eléctricas predefinidas, el aprovechamiento conjunto de complementariedades
hidrológicas pudiendo incluir el manejo de capacidades de regulación hídrica estacional o
multianual.
Existen importantes avances sobre los acuerdos
efectuados con la Comunidad Andina de
Naciones - CAN y algunos países limítrofes,
que a continuación se detalla :
• A cuerdo Regional CAN: Acuerdo para la
Interconexión Regional de los Sistemas Eléctricos y el Intercambio Internacional de
Energía Eléctrica según Decisión 757 de
agosto del 2011.
• Interconexión Perú – Ecuador: actualmente el país está interconectado con Ecuador
a través de la línea de transmisión Zorritos Machala de 220 kV. Se cuenta con un enlace
de capacidad limitada (160 MW de transferencia de carga a 220 kV) y es utilizada para
suministros extraordinarios de emergencia
entre los dos países. Al culminar la construcción de redes de transmisión, se optimizará
la Interconexión en Extra Alta Tensión que facilitará la complementariedad hidrológica de
Perú y Ecuador, en el mediano y largo plazo.
Además, existen posibilidades de desarrollo de:
• Acuerdo Binacional Perú - Brasil, suscrito en
junio del 2010.
• Interconexión Perú - Brasil: En la Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión
– PPT se desarrolló un esquema de conexión
para los proyectos considerados en el
Acuerdo Binacional que contempla el suministro al SEIN y exportación al Brasil.
El Perú posee una ubicación geográfica favorable en la Región que permite crear
oportunidades comerciales, como impulsar la
exportación - importación de energía con los
países vecinos. Actualmente, se ha logrado
la interconexión con el Ecuador y avances de
negociaciones energéticas con Brasil. A continuación se describe la situación actual y las
oportunidades que se prevé a futuro:
• Interconexión Perú - Colombia: los alcances
geográficos de los sistemas interconectados nacionales del Perú y Colombia están muy alejados
de las fronteras, sin embargo es posible en un
futuro previsible contar con un enlace físico de
interconexión entre los dos países, de manera indirecta, a través del Ecuador. En el largo plazo,
podría implementarse la integración eléctrica
Perú – Ecuador – Colombia.
• Convenio Binacional de Integración Energética Perú-Brasil, suscrito en mayo del 2008.
• I nterconexión Perú - Bolivia: a futuro,
tanto Perú como Bolivia podrían exportar excedentes energéticos. Bolivia con una base
de oferta de generación térmica a gas natural
de bajo costo y el Perú con un fuerte componente hidráulico.
• Interconexión Perú - Chile: en el mediano
plazo, se prevé la implementación del plan
vinculante de la Propuesta del Plan de Transmisión en el Sur del Perú, que contaría con
un sistema de transmisión a 500 kV en
puntos muy cercanos a la frontera (Montalvo,
Moquegua). Este reforzamiento sería primordial, si en la oferta futura para el Sur se
prevé proyectos de generación térmica a gas
natural así como hidroeléctricas.
Cabe señalar, que las decisiones de interconexión parten de acuerdos políticos, y de los
resultados de un análisis técnico y económico sobre los impactos, como la variación de
precios de electricidad, la complemen-tariedad de los recursos energéticos; entre otros
aspectos importantes que permitan conocer el
costo-beneficio de la inversión.
65
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
International interconnection
Interconnections with other countries aim at increasing security and reliability of the transmission
system supply, and creating business or market
opportunities for the companies involved in the
system, which may result in the development
of large generation projects being economically
feasible.
The study “Proposed Updating of the Transmission
Plan 2013-2022” explains major aspects related to
the development of international interconnections
of Peru with its neighbors in the medium and long
term.
Until 2022, it is estimated that the National Interconnected Electric System -SEIN- will have a 500kV
transmission system to ensure transport of the
energy generated by future generation plants and
Oportunidades de interconexión
eléctrica con otros países de la región
Electric Interconnection Opportunities
with Other Countries in the Region
Fuente / Source: MINEM
an electricity exchange capacity according to binational or regional agreements.
This study indicates that the international interconnection projects are usually developed with specific
purposes such as market integration, electricity
exports or imports from preset power plants, a joint
use of hydropower features including the management of seasonal or multiannual water regulation
capacities.
Significant progress has been achieved on the
agreements made with the Andean Community
(Comunidad Andina de Naciones-CAN) and some
neighboring countries as detailed below:
• Andean Community Regional Agreement: Agreement for Regional Interconnection of Electrical
Systems and International Exchange of Electrical
Energy based on Decision 757 dated August 2011.
Interconexión eléctrica existente entre
los países Perú y Ecuador
Existing Electrical Interconnection
between Peru and Ecuador
Fuente / Source: COES, Propuesta de Plan de Transmisión
• Peru-Brazil Binational Agreement for Energy Integration entered into in May 2008.
• Peru-Brazil Binational Agreement entered into in
June 2010.
Peru’s favorable geographic location in the Region
allows for creating business opportunities such
as encouraging energy exports and imports with
neighboring countries. At present, there is an interconnection with Ecuador and progress has been
achieved as well in the negotiations with Brazil. The
current situation and the future opportunities are
described below:
• Peru - Ecuador Interconnection: Now, the country
is interconnected with Ecuador through the
Zorritos- Machala 220 kV transmission line. There
Posible proyecto de interconexión
eléctrica entre los países de Perú y Brasil
Potential Electric Interconnection
Project between Peru and Brazil
Fuente / Source: COES, Propuesta de Plan de Transmisión
66
www.minem.gob.pe
is a restricted capacity link (160 MW load transfer
at 220 kV) and it is used for extraordinary emergency supplies between these two countries.
When the construction of the transmission lines
is completed, the Extra High Voltage Interconnection will be optimized to facilitate the hydrologic
exchange of Peru and Ecuador in the medium
and long term.
• Peru - Brazil Interconnection: The Proposed
Updating of the Transmission Plan (PPT) includes
a connection scheme for the projects set forth in
the Binational Agreement that provides for supply
to SEIN and exports to Brazil.
• Peru - Colombia Interconnection: The geographic scope of the Peruvian and Colombian
national interconnected systems are rather far
from the borderlines. However, it is still possible
in the near future to have a physical interconnection link between these two countries, indirectly,
through Ecuador. In the long run, a Peru-EcuadorColombia electrical integration may become a
reality.
• Peru - Bolivia Interconnection: In the future,
both Peru and Bolivia could export energy surpluses: Bolivia, with a low-cost natural gas thermal
power supply, and Peru, with a strong hydropower resource.
• Peru - Chile Interconnection: It is expected to
implement in the medium term the binding plan
of the Proposed Transmission Plan in Southern
Peru. It will have a 500 kV transmission system in
spots near the borderline (Montalvo, Moquegua).
This strengthening would be essential if the future
supply for the Southern area includes natural gas
thermal power and hydropower projects.
Interconnection decisions are the result of political
agreements and technical and economic analysis on
the impacts, electricity price variation and supplementary energy resources, among other important
aspects that allow knowing the cost-benefit of investment.
67
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Generación,
transmisión y
distribución de
energía eléctrica:
auténticas oportunidades
de inversión.
Electric energy generation,
transmission and distribution:
real investment opportunities.
6
MECANISMOS
DE INVERSIÓN
INVESTMENT
MECHANISMS
6. Mecanismos de Inversión
6. Investment Mechanisms
a. Inversión y retorno
a. Investment and return
La normativa eléctrica destaca la importancia de promover la competencia en el sector. Al respecto, el modelo regulatorio establece que para
participar en el negocio eléctrico, una empresa debe desarrollar sólo
una de las actividades eléctricas: generación, transmisión o distribución.
Además, se permite la excepción a esta regla a empresas que operan
sistemas aislados, con la condición de que mantengan contabilidades
separadas.
Asimismo, las fusiones y adquisiciones entre empresas serán previamente evaluadas y aprobadas por el INDECOPI, a fin de resguardar la
competencia ante la influencia de los grupos económicos que poseen
participación en las diferentes empresas eléctricas del país.
The electricity oriented rules underscore the importance of promoting
competition in the electricity sector. To this respect, the regulatory
model provides that in order to participate in the electricity business,
a company must carry out only one of the electricity related activities:
generation, transmission or distribution. However, companies operating
isolated systems are exempted from this rule provided that they keep
separate accounting.
Furthermore, mergers and acquisitions between companies will be
previously evaluated and approved by INDECOPI, in order to protect
competition from the influence of economic groups which have a share
in the different electric companies in the country.
69
MECANISMOS DE INVERSIÓN - INVESTMENT MECHANISMS
Generación
Medios para la inversión y alternativas de retorno en el mercado eléctrico
Investment tools and return alternatives in the electricity market
Empresas Eléctricas / Electric Companies
Medios de inversion / Investment Form
Iniciativa propia
Own initiative
Licitación Pública Internacional según un Plan*
International Public Bidding according to a Plan*
Subsidio directo aprobado por el Estado
Direct Subsidy approved by the State
Alternativas para la venta de electricidad / Alternatives for the sale of electricity
Mercado Spot
Spot Market
Mercado Libre
Free Market
Mercado Regulado
Regulated Market
Mercado Subastas
Auction Market
Otras alternativas para el retorno de la inversión / Other Alternatives for Return on Investment
Peajes regulados
Regulated Tolls
Primas y beneficios del subsidio
Premiums and Benefits of Subsidy
*Incluye algunos casos de requerimiento de infraestructura eléctrica aportado por el Estado.
Includes some cases requiring infrastructure approved by the State.
Proyectos de Electrificación Rural
Rural electrification projects
Distribuidoras
Distribuitors
Proyectos de electrificación
no Rural
Non rural electrification projects
Proyectos para el Sistema
Complementario de Transmisión
Projects for the supplementary
Transmission System
Transmisoras
Transmissors
Proyectos para el Sistema
Garantizado de Transmisión
Projects for the Guaranteed
Transmission System
Proyectos con energía
No renovable
Non renewable enegry projets
Descripción / Description
Proyectos con energía Renovable
Renewable Energy Projects
Generadoras
Generators
El negocio de la generación se desarrolla
dentro de un esquema de competencia y las
nuevas inversiones pueden partir tanto por
iniciativa propia del inversionista como del
Estado, y en el caso de este último referido a la
licitación de proyectos de interés nacional definidos sobre la base de planes de desarrollo del
sector electricidad.
La electricidad, producto de transacción, puede
producirse con diversas tecnologías de generación renovables y no renovables, teniendo
en consideración que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), operado por el
Interconectado Nacional (COES) sólo considerará comercialmente a la electricidad producida
por las centrales más eficientes y económicas, es decir que despacharán en un orden de
menor a mayor costo variable de electricidad
-costo marginal-, y según la mayor rapidez y
disponibilidad para responder a la demanda.
También despacharán primero a aquellos que
por normativa tienen preferencia, como son las
centrales con energías renovables.
En este sentido, la empresa puede diversificar
sus opciones de participación en el despacho,
si adquiere diferentes tecnologías de generación que se complementan en cuanto a la
variabilidad de uso o disponibilidad de recursos
energéticos (hidroenergía, vientos, radiación
solar y gas natural, entre otros) y las preferencias de despacho.
Actualmente, las centrales eléctricas con
energías renovables tienen preferencia en
el despacho y se aplican primas -beneficio
de subsidio- para cubrir el costo total de la
producción eléctrica (cantidad y precio comprometido como resultado de las subastas) en
la partida que no pueda ser cubierto por el
mercado spot. Cabe mencionar que el mercado
spot sólo ofrece ingresos económicos al precio
spot o costo marginal resultante del sistema.
70
www.minem.gob.pe
Asimismo, los beneficios a las energías renovables se aplican a la oferta de suministro de
proyectos que lograron adjudicarse contratos
de suministro por medio de las subastas RER
(Recursos Energéticos Renovables). Este beneficio tiene un límite que está representado por
el objetivo de 5% de la demanda de energía
eléctrica nacional.
En lo que respecta al mercado eléctrico, a
parte del mercado spot, hay otros mercados
como el mercado libre, el mercado regulado y
el mercado de subastas de suministro. La combinación de estos mercados puede permitirles
disminuir el riesgo del negocio y tener un flujo
de caja relativamente menos variable y predecible respecto a la venta de electricidad y los
costos de producción. Una breve descripción
de estos mercados se muestra en el capítulo 2
de este documento.
Otros mecanismos de promoción e incentivo para
la construcción de centrales eléctricas son los beneficios tributarios ofrecidos a los proyectos de
grandes hidroeléctricas y de energías renovables,
señalados en el capítulo 1. Asimismo, el Estado
puede promover la realización de subastas de
suministro de electricidad de mediano y largo
plazo, con la finalidad de asegurar la inversión
de dichos proyectos.
Generation
Generation business is developed on a competition basis and new investments start upon
initiative by investors or the state. If promoted
by the State, tenders or biddings are called for
projects of national interests designed based
on the development plans of the electricity
sector.
Electricity, as a result of the transaction, may
be generated using several renewable and non
renewable generation technologies, taking
into consideration that the National Interconnected Electric System (SEIN), operated by the
Committee for the Economic Operation of the
National Interconnected System (COES). From
a commercial standpoint, this Committee only
considers the electricity generated by the most
efficient and economic plants, in other words,
by the ones which dispatch electricity ranked
based on the lowest to the highest variable
electricity cost -marginal cost-, as well as speed
and availability to meet the demand. The companies dispatching first will also include those
companies which enjoy any privilege under the
law such as the renewable energy plants.
Hence, a company may diversify its options
for dispatch if it acquires different generation
technologies that may supplement each other
in terms of variability of use of availability of
energy resources (hydropower, winds, solar radiation and natural gas, among others) and the
dispatch preference.
Now, power plants with renewable energies
have preference for the dispatch, and
premiums are applied -a subsidy benefit- to
cover the total cost of electrical energy production (volume and price committed as the
result of auctions) in the item that may not be
covered by the spot market. The spot market
only offers economic earnings at spot price or
marginal cost resulting from the system.
Furthermore, the benefits to renewable energies
are applied to the supply of projects that are
awarded contracts through RER (Renewable
Energy Resources) auctions. This benefit has a
limit represented by the 5% objective of the
national electrical energy demand.
Regarding the electricity market, in addition to
the spot market, there are other markets such
as the free market, the regulated market and
the supply auction market. The combination
of these markets may allow decreasing the
business risk and have a relatively less variable
and predictable cash flow in relation to the sale
of electricity and production costs. Chapter 2
of this document contains a brief description
of these markets.
Other mechanisms for the promotion and incentive of power generation plants include the
tax benefits offered to large renewable energy
and hydropower plant projects, as explained in
Chapter 1. Moreover, the State may promote
electricity supply auctions in the medium and
long term in order to ensure investments of
said projects.
71
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Transmisión
El negocio eléctrico de la transmisión se desarrolla principalmente dentro de un esquema
regulado porque posee la característica de
monopolio natural.
Según la reforma normativa del sector eléctrico, el Estado determina los proyectos de
transmisión a través de un Plan de Transmisión
para luego implementarlos en primera instancia a través de licitaciones. Este esquema ha
estado aplicándose con un Plan Transitorio
de Transmisión, y ahora con la reciente publicación del Primer Plan de Transmisión (abril
de 2011) se espera continuar ejecutando los
planes de reforzamiento y ampliación para el
corto y mediano plazo.
Cabe indicar que dentro del plan se determinan aquellos proyectos que formarán parte
del Sistema Garantizado de Transmisión, es
decir que tendrán asegurado el retorno de la
inversión al monto adjudicado en la licitación
con ingresos fijos dentro de un periodo de 30
años.
El criterio básico de sistema garantizado se
basa en las redes troncales que benefician a
todo los usuarios del SEIN. Los recursos económicos para cubrir el pago anual de dicho
sistema provendrán de todos los clientes
finales como un rubro adicional dentro de la
facturación.
Opcionalmente, el plan incluirá los proyectos
del Sistema Complementario de Transmisión,
donde los ingresos para el retorno de inversión provienen sólo de los beneficiarios de
dicho sistema. También se asegura el retorno
de la inversión con ingresos fijos dentro de un
periodo de 30 años.
En ambos casos se aplica el pago de peajes,
cuyos valores son regulados por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y
Minería (OSINERGMIN).
Aquellos proyectos que no estén dentro del
Plan de Transmisión podrán ser desarrollados
por iniciativa propia de los inversionistas cuyas
empresas necesiten nuevas redes de transmisión para los fines propios de su actividad
económica o porque perciben una oportunidad para obtener ganancias por cobros
de peaje y asumen el riesgo del negocio.
Cuando se culminen dichos proyectos serán
denominados también como Sistema Complementario.
En resumen, a partir de la reforma, el Sistema
de Transmisión se desarrollará en los 02 tipos
de sistemas calificados como: Sistema de
Garantizado de Transmisión y Sistema Complementario de Transmisión.
Asimismo, se mantendrá las condiciones
contractuales y la calificación anterior de las
redes existentes antes de la reforma como son
el Sistema Principal y el Sistema Secundario.
Distribución
El negocio eléctrico de la distribución se desarrolla dentro de un esquema regulado porque
posee la característica de monopolio natural.
Si una empresa es beneficiaria del otorgamiento de una concesión definitiva de distribución
significa que adquiere un área geográfica en
concesión sobre la cual tiene la obligación de
suministrar electricidad a quienes la soliciten
dentro de dicha área, cumpliendo previamente
con las normativas referidas a la propiedad del
predio.
En cambio, sobre las zonas que no existen
concesiones o áreas otorgadas, cualquier inversionista o empresa podrá desarrollar y
expandir un sistema eléctrico distribución.
Respecto a los precios de electricidad, la
normativa del subsector eléctrico otorga al
OSINERGMIN la facultad de determinar los
precios de referencia en barra del sistema
-para compra venta de electricidad en bloque-,
las tarifas de electricidad para clientes finales
regulados -para venta de electricidad- y los
peajes dentro del sistema de distribución.
Por otro lado, también existen clientes libres
finales -de mayor consumo- con quienes tiene
la oportunidad de negociar la cantidad y
precios del servicio eléctrico.
Además, existen otros mercados que permiten
a las empresas distribuidoras poder diversificar el monto y temporalidad de sus egresos
por compra de electricidad e ingresos por la
venta de ésta.
La electrificación rural es un programa de
subsidio del Estado para aquellos proyectos
que tienen el objetivo de construir pequeños
sistemas eléctricos de distribución y llevar
la electricidad hacia aquellas zonas rurales
donde las empresas de distribución no poseen
concesión definitiva. Además, dichos proyectos no son económicamente factibles
dentro de un contexto de inversión normal.
Posteriormente, las instalaciones construidas se transfieren a las empresas estatales
o empresas privadas interesadas en realizar
la operación y mantenimiento y ampliar su
ámbito territorial de negocio.
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Transmission
The electricity transmission system is mainly
developed as part of a regulated scheme
because it is a natural monopoly.
According to the regulatory reform of the
electricity sector, the State defines the transmission projects based on a Transmission
Plan and then calls for tenders or auctions
to implement them. This scheme has been
applied with a Temporary Transmission Plan,
and now with the recent publication of the
First Transmission Plan (April 2011), it is
expected to continue executing the reinforcement and expansion plans for the short
and medium term.
The plan includes those projects that will
become part of the Transmission Guaranteed
System, which means that they will have a
guaranteed return on investment regarding
the amount awarded in the auction with
fixed income in a period of 30 years.
The basic criteria of a guaranteed system are
based on the main networks that benefit all
users of the SEIN. The economic resources to
make the annual payment of this system will
come from all final customers as an additional billing item.
Optionally, the plan will include the projects
of the Supplementary Transmission System,
where the return on investment is sourced
from the beneficiaries of the system only. It
also ensures the return on investment with
fixed earnings within a period of 30 years.
In both cases, tolls are paid, and their values
are regulated by the Supervisory Agency for
Energy and Mining Investment
(OSINERGMIN).
The projects that are not included in the
Transmission Plan may be developed by own
initiative of investors which require new
transmission networks for purposes consistent with their line of business or because
they foresee an opportunity to earn from the
tolls collected and choose to undertake the
business risk. When these projects are completed, they will be called Supplementary
System.
In brief, as from the reform, the Transmission System will be developed in 02 types of
systems qualified as: Guaranteed Transmission System and Supplementary Transmission
System.
Likewise, the network contract and qualification conditions existing before the reform
will be kept, such as the Main System and
the Secondary System.
Rural electrification is a State subsidy program
for those projects that intend to build small
distribution systems and bring electricity to those rural areas where distribution
companies do not have a final concession.
Additionally, those projects are not economically feasible in a normal investment
context. The facilities built are then transferred to state or private companies interested
in operating and providing maintenance and
expanding their business territory.
Distribution
The electricity distribution business is developed as part of a regulated scheme because it
is a natural monopoly.
If a company is benefited with a final distribution concession, it means that it is receiving
a geographic area under concession where
it has the obligation to supply electricity to
those requiring it in that area, in accordance with the rules applicable to ownership of a
real estate.
But, in the areas where there are no concessions or areas granted, any investor or
company may develop and expand an electricity distribution system.
Regarding the electricity rates, the electricity subsector rules grant to OSINERGMIN the
authority to determine the benchmark bar
rates of the system –to purchase and sell electricity in batches -, the electricity rates for
regulated final customers –for electricity sale
– and the tolls for the distribution system.
There are also free final customers –with a
larger consumption – with whom they have
the chance to negotiate the volume and rates
of the electricity service.
There are also other markets that allow distribution companies to diversify the amount and
frequency of their expenditures in purchases
of electricity and earnings from the sale of
electricity.
73
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
b. Otorgamiento de derechos eléctricos
Los derechos eléctricos que otorga el Estado
para el desarrollo de las actividades eléctricas
son las concesiones, autorizaciones y servidumbres.
Concesión temporal
Se otorga para la realización de estudios de
factibilidad, a fin de que la empresa posea
el permiso de utilizar bienes de uso público
y el derecho de obtener la imposición de
servidumbres para la realización de dichos
estudios. El plazo máximo de esta concesión
es de 2 años, con opción a ampliarse por un
1 año en caso de fuerza mayor, vinculante
alincumplimiento contra la caducidad de la
concesión (no culminación del estudio) y la
ejecución de la carta fianza. Esta concesión se
aplica a:
1.Centrales de generación cuya potencia
instalada sea igual o superior a 750 MW
y/o en caso requieran servidumbres sobre
bienes de terceros.
2.Subestaciones o líneas de transmisión.
Las referencias normativas son: artículo 23°
de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE,
Decreto Ley Nº 25 844), artículo 30° de su Reglamento y artículo 8º de la Ley 16053.
Concesión definitiva
Se otorga para la implementación de proyectos
eléctricos y el desarrollo de las actividades eléctricas correspondientes. El plazo es indefinido.
En caso de proyectos, la solicitud del permiso
incluye un cronograma para el periodo de implementación hasta su puesta en operación,
vinculante al incumplimiento del cronograma
contra la caducidad de la concesión y la ejecución de la carta fianza.
El cronograma es modificable en caso de
fuerza mayor calificado por la autoridad concedente. Esto se aplica a:
1.Generación de energía eléctrica que utilice
recursos hidráulicos con potencia instalada mayor de 500 KW. Esta concesión se
denomina Concesión Definitiva de Generación.
2.Transmisión de energía eléctrica, cuando las
instalaciones afecten bienes del Estado y/o
requieran la imposición de servidumbre por
parte de éste. Esta concesión se denomina
Concesión Definitiva de Transmisión.
3.Distribución de energía eléctrica con
carácter de Servicio Público de Electricidad,
cuando la demanda supere los 500 kW.
Esta concesión se denomina Concesión Definitiva de Distribución.
4.Generación de energía eléctrica con
recursos energéticos renovables conforme
a la ley de la materia, con potencia instalada mayor de 500 KW. Esta concesión se
denomina también Concesión Definitiva de
Generación RER (Recursos Energéticos Renovables).
Dependiendo del caso, se requiere previamente la aprobación respectiva de la Dirección
General de Asuntos Ambientales Energéticos
(DGAAE) sobre los estudios de impacto ambiental.
Las referencias normativas son: artículos 3º,
25° y 38º de la LCE, artículos 37º y 66° de su
Reglamento y artículo 8º de la Ley Nº 16 053.
b. Granting of Electricity-Related Rights
The electricity-related rights granted by the
State for the development of electrical energy
activities are concessions, authorizations and
easements.
Temporary concession
They are granted to carry out feasibility studies in order that a company has the
authorization to use properties of public use
and the right to obtain easements for performing those studies. The maximum term for
this concession is 2 years, with the possibility
of expanding it for one year in case of force
majeure, related to non performance against
expiration of the concession (non completion of study) and the execution of a letter of
guaranty. This concession is applicable to:
1.Generation plants with an installed power
equal to or higher than 750 MW and/or in
case they require easements on properties
owned by thirds.
2.Substations or transmission lines.
Reference rules: article 23° of the Electrical
Concession Law (LCE, Decree Law Nº 25 844),
article 30° of its regulations and article 8º of
Law 16053.
Final Concession
It is granted for the implementation of electrical projects and the development of related
electricity related activities. It is granted for an
indefinite term.
In case of projects, the request for permit
includes a binding schedule for its implementation until its start-up. Any non performance of
the schedule results in termination of the concession and execution of the letter of guaranty.
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The schedule may be modified in case of force
majeure qualified by the relevant authority
which grants the concession. This applicable to:
1.Electricity generation using hydraulic resources with an installed power over 500 KW.
This concession is called Final Generation
Concession.
2.Electricity transmission when the facilities
affect state properties and/or require the
creation of easements by the State. This
concession is called Final Transmission Concession.
3.Electricity distribution as Electricity Public
Service, when the demand exceeds 500 kW.
This concession is called Final Distribution
Concession.
4.Electricity generation with renewable energy
resources according to the law with an installed power of 500 KW. This concession is
also called RER (Renewable Energy Resources)
Final Generation Concession.
Depending on the case, it requires prior
approval by the General Directorate of Energy-Related Environmental Affairs (DGAAE) on
the environmental impact assessments.
Reference rules: articles 3º, 25° and 38º of
LCE, articles 37º and 66° of its Regulation
and article 8º of Law Nº 16 053.
Principales requisitos para la solicitud de derechos eléctricos
Major Requirements for Electricity-Related Rights
Requisitos
Requirements
Concesión Temporal
Temporary Concession
Concesión Definitiva
Final Concession
Autorización
Authorization
Perfil o prefactibilidad
Profile of Pre-Feasibility
Factibilidad
Feasibility
Factibilidad
Feasibility
10% del Presupuesto
del Estudio
10% of the study
budget
1% del Presupuesto
del Proyecto hasta un
tope de 500 UIT
1% of Project
Budget up to 500 UIT
maximum***
1% del Presupuesto
del Proyecto hasta un
tope de 500 UIT
1% of Project
Budget up to 500 UIT
maximum***
Solicitud según formato y pago de TUPA
Request Form and Payment of TUPA
Identificación de la empresa y representante
legal en registros públicos
Company’s data and legal representative
as filed in Public Registry
Planos de ubicación y coordenadas geográficas
Location Maps and Geographic Coordinates
Memoria Descriptiva
Description
Autorización para el uso de recurso natural *
Authorization to use natural resource *
Especificar las servidumbres que requerirán
Indicate the easements to be required
Cronograma
Schedule
Presupuesto
Budget
Resolution que aprueba el Estudio de Impacto Ambiental **
Ruling that approves the Environmental Impact Assessment **
Garantía (Carta Fianza)
Guaranty (Letter of Guaranty)
Sustento de compromiso de inversión
Commitment of investment Support
Informe de Clasificadora de Riesgo
Risk Company Report
* Aplicado a centrales de generación que utilizarán recursos hídricos / Applied to generation plants using hydropower resources.
** En caso de centrales de generación iguales o menores de 20 MW, solo se requiere una Declaración Jurada de Impacto Ambiental.
In case of generation plants equal to or higher than 20 MW, an Affidavit of Environmental Impact is required.
*** La UIT - Unidad Impositiva Tributaria, para el año 2011 asciende a S/. 3600.00 or US$ 1 319 (al tipo de cambio 2.73).
UIT is the Spanish abbreviation of Taxable Unit which in 2001 amounts to S/.3600 o US$1 319 (at an exchange rate of 2.73).
75
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Autorizaciones
Se requiere autorización para desarrollar las actividades
de generación termoeléctrica cuando la potencia instalada sea superior a 500 kW.
En caso de generación termoeléctrica con recurso de
biomasa se deberán cumplir los requisitos establecidos
para autorizaciones. No obstante, el trámite es considerado como Concesión Definitiva de Generación RER
(Art. 38º LCE).
En el caso de proyectos, esta autorización establece
un cronograma de ejecución hasta la puesta en operación cuyo cumplimiento evita la cancelación de la
autorización y ejecución de la garantía en caso de incumplimiento. El cronograma es modificable sólo por
motivos de fuerza mayor calificados por la autoridad
concedente de la autorización.
Las referencias normativas son: artículos 4° y 38° de la
LCE, artículo 66º de su Reglamento y artículo 8º de la
Ley 16 053.
Informantes
Es una categoría de informantes aplicada a pequeñas
centrales o unidades que suman menos de 500 KW.
Los propietarios y operadores de estas instalaciones
deben informar a la autoridad competente los datos
técnicos de su instalación y operación.
4.De sistemas de telecomunicaciones.
5.De paso para construir vías de acceso.
6.De tránsito para custodia, conservación y reparación
de las obras e instalaciones.
Otras normativas aplicables son: artículos 110º y 111º
de la LCE, artículo 222º de su Reglamento y artículo 8º
de la Ley Nº 16 053.
Otras normativas referidas a los procedimientos relacionados a los derechos eléctricos son:
• Ley Nº 27 444: Ley del Procedimiento Administrativo General.
• Ley Nº 28 858: Ley que complementa la Ley No.
16053, ley que autoriza al Colegio de Ingenieros del
Perú supervisar la labor de los profesionales de ingeniería de la República.
Competencias otorgamiento de derechos
Respecto a la competencia para el otorgamiento
de derechos eléctricos debe precisarse que esos son
compartidos por el Gobierno Central y los Gobiernos
Regionales. En caso del Gobierno Central es el Ministerio de Energía y Minas a través de la Dirección de
Concesiones Eléctricas de la Dirección General de Electricidad. Las competencias de los Gobiernos Regionales
se precisan en las siguientes normativas:
Servidumbres
Según el artículo 110° de la LCE, las servidumbres para
la ocupación de bienes públicos y privados se constituirán únicamente con arreglo a las disposiciones de la
presente ley. Las servidumbres podrán ser:
1.De acueductos, embalses y obras hidroeléctricas.
2.De electroductos para establecer subestaciones de
transformación, líneas de transmisión y distribución.
3.De ocupación de bienes de propiedad particular indispensables para la instalación de subestaciones de
distribución para Servicio Público de Electricidad y
para el desarrollo de la actividad de generación con
Recursos Energéticos Renovables.
Authorizations
An authorization is required to perform
thermal power generation activities when the
installed power exceeds 500 kW.
In case of thermal power generation with
biomass resources, the requirements set forth
for authorizations must be met. However, the
proceeding is considered as a RER Final Generation Concession (Art. 38º LCE).
In case of projects, this authorization establishes a schedule of execution until commissioning
which non performance prevents the cancellation
of authorization and execution of the guaranty
in case of non performance. The schedule may
be modified only in case of force majeure qualified by the authority granting the authorization.
Reference rules: articles 4° and 38° of the LCE,
article 66º of its Regulations and article 8º of the
Law 16 053.
Informants
It is a category applied to small plants or units
that, in the aggregate, total less than 500 KW.
The owners and operators of these facilities must
report to the relevant authority the technical data
of their installation and operation.
Easements
• Decreto Supremo Nº068-2006-PCM (13.10.2006)
Los gobiernos regionales son competentes para el
otorgamiento de concesiones de distribución con
una demanda no mayor a 30 MW con fines de
servicio público de electricidad, siempre que se encuentren dentro del ámbito de cada región.
• Decreto Supremo Nº053-2009-EM (11.07.2009)
Las regiones tienen la facultad de otorgar la autorización para la generación de energía eléctrica
-incluye concesiones definitivas de generación RERcon potencia instalada mayor de 500 kW y menor
a 10 MW, siempre que se encuentren dentro del
ámbito de cada región.
According to the article 110° of the LCE, easements for occupation of public and private
properties will be created provided that they
comply with this law. The easements may be:
1.Aqueducts, dams and hydroelectric works.
2.Electrical lines for transformation substations,
transmission lines and distribution.
3.Occupation of properties which are essential
for the installation of distribution substations
for Electricity Public Service and for the development of generation activity with Renewable
Energy Resources.
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4.Telecommunication Systems.
5.Pass to build Access roads.
6.Transit for custody, conservation and repair of
works and installations.
Other applicable rules: articles 110º and 111º of
LCE, article 222º of its Regulations and article 8º
of Law Nº 16 053.
Other related rules regarding procedures related
to electric rights such as:
Competencia de los Gobiernos Regionales
Authority of Regional Governments
Derechos eléctricos
Electricity-related Rights
Alcance
Scope
Concesiones Definitivas de Generación
Final Generation Concessions
Recursos Energéticos Renovables
Renewable Energy Resources
Potencia instalada superior a 500 KW y menor de 10 MW
Installed Power over 500 KW and under 10 MW
• Law Nº 27 444: Law of General Administrative Procedure.
• Law Nº 28 858: Law that supplements Law
No. 16053, which authorizes the Association
of Professional Engineers of Peru to supervise
the work of engineers in the country.
Dentro del ámbito regional
Within a region limits
Autorizaciones
Authorizations
Authority to Grant Rights
The authority to grant electricity-related rights
is shared by the Central Government and the
Regional Governments. In case of Central Government, it is the Ministry of Energy and Mines
through the Electrical Concession Directorate of
the Electricity General Directorate. The authority
of the Regional Governments is specified in the
following rules:
Plantas Termoelécrticas / Thermal Power Plants
1. Potencia instalada superior a 500 KW y menor Recursos
Installed Power over 500 kW and less Renewable Energy
Resources
2. Potencia instalada superior a 500 KW y menor de 10 MW
Installed Power over 500 kW and under 10 MW
Concesiones Definitivas de Distribución
Final Distribution Concessions
Servicio Público de Electricidad
Public Electricity Service
Máxima demanda no mayor a 30 MW
Maximum Demand not over 30 MW
Dentro del ámbito regional
Within a region limits
• Supreme Decree Nº068-2006-PCM (13.10.2006)
Regional Governments have the authority to
grant distribution concessions with a demand
not higher than 30 MW for electricity public
service, provided that they are within the scope
of each region.
• Supreme Decree Nº053-2009-EM (11.07.2009)
The regions have the authority to grant an authorization for electricity generation –including RER
final generation concessions- with an installed
power higher than 500 kW and lower than 10
MW, provided that they are within the territory of
each region.
77
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Normas particulares en geotermia
En el caso de la geotermia existen normativas
particulares para su exploración y explotación
como la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos
(LORG), Ley Nº 26848, y su Reglamento (RLORG),
Decreto Supremo No. 019-2010-EM. En el año
2011, se empezaron a otorgar autorizaciones de
exploración del recurso geotérmico a fin de iniciar
estudios sobre posibles proyectos geotérmicos
para la generación de electricidad.
Los principales derechos son:
Autorizaciones
Conforme al artículo 13° de la LORG se requiere
autorización para ejecutar de forma exclusiva actividades de exploración de una determinada área
de recursos geotérmicos con la finalidad de buscar
evidencia de la presencia de recursos geotérmicos.
Otras referencias normativas son: artículos 3° y
12° de la RLORG; artículo 8° de la Ley Nº 16 053.
La exploración es la actividad geotérmica destinada a determinar las dimensiones, posición,
características y magnitud de los recursos geotérmicos que puedan hallarse en el área. Esta
autorización está compuesta por 02 fases:
Fase I - Para la realización de estudios previos a la
perforación de pozos exploratorios profundos, los
cuales deberán tener una profundidad no menor
de 1000 m.
Fase II - Para la realización de perforación de
pozos exploratorios profundos, que implica la perforación como mínimo de 03 pozos.
Esta autorización tiene un plazo total de 03 años
para cumplir con las Fases I (máximo dos años)
y II (máximo un año), con opción a ampliarse a
02 años al plazo total por la causal indicada en la
norma.
Ver artículos º7 y 18º de la LORG.
Concesiones
Conforme al artículo 13° de la LORG se requiere
concesión de recursos geotérmicos para ejecutar
actividades de explotación de recursos geotérmicos, con derechos exclusivos en todo o parte del
área de recursos geotérmicos.
Otras referencias normativas son: artículos del 3º y
16º de la LORG, artículos 3º, 8º y 21º del LORG y
artículo 8º de la Ley Nº 16 053.
Servidumbres
Respecto a las servidumbres, conforme al artículo
31º del RLORG, antes de iniciar la Fase II de una
exploración geotérmica o las actividades correspondientes a una explotación geotérmica, se
deberá contar con los acuerdos suscritos con los
propietarios de los terrenos a ser afectados por la
actividad geotérmica. En caso contrario se podrá
solicitar la respectiva Imposición de Servidumbre.
El concesionario deberá informar a la Superintendencia Nacional de Bienes Estatales acerca de los
terrenos eriazos que usará para realizar la actividad geotérmica.
Casos particulares en electrificación rural
Según el artículo 28º del Reglamento de la Ley de
Electrificación Rural (RLGER), los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) necesitarán una Concesión
Definitiva de Electrificación Rural para desarrollar
las siguientes actividades:
1.Generación de energía eléctrica distribuida
embebida en redes de distribución que utilicen
recursos renovables y no renovables.
2.Transmisión de energía eléctrica, cuando las
instalaciones afecten bienes del Estado y/o requieran la imposición de servidumbre por parte
de éste.
3.Distribución de energía eléctrica con carácter
de Servicio Público de Electricidad.
Es importante mencionar que para solicitar esta
concesión, los sistemas rurales deben estar previamente calificados como Sistema Eléctrico Rural
según el procedimiento establecido por norma
(Resolución Directoral Nº 090-2011-EM/DGE).
Del mismo modo, respecto a las servidumbres
78
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rurales, conforme el artículo 41° del RLGER, las
servidumbres requeridas para los SER son de
utilidad pública y de preferente interés público, y
serán impuestas por la Dirección General de Electricidad.
Otras referencias normativas son: artículo 17º
de la Ley General de Electrificación Rural (LGER)
Nº 28 749, artículo 43º de su Reglamento
(RLGER), D.S. Nº 025-2007-EM y artículo 8º de
la Ley 16 053, R.D. Nº 090-2011-EM/DGE.
c. Sostenibilidad y los estudios
de impacto ambiental
El Estado es consciente de que la producción,
transporte y consumo de energía genera importantes impactos ambientales por lo que tiene el
desafío de incorporar variables de sustentabilidad
en el desarrollo del sistema energético, conciliando el abastecimiento de la creciente demanda de
energía con una protección efectiva del medio
ambiente.
Esto implica avanzar en la equidad intergeneracional que permita asegurar el derecho de
las generaciones venideras a vivir en un medio
ambiente sano y libre de contaminación, y al
mismo tiempo no frenar el justo anhelo de alcanzar
mejores niveles de vida y de un mayor progreso en
las actuales generaciones de nuestro país.
En este sentido, se aplicarán normas nacionales
generales para todo proyecto de inversión, como
la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del
Impacto Ambiental (SEIA), Ley Nº 27 448 y su reglamento establecido con DS 019-2009 MINAM.
El SEIA es el sistema único y coordinado de identificación, prevención, supervisión, control y
corrección anticipada de los impactos ambientales
negativos derivados de las acciones humanas expresadas por medio del proyecto de inversión.
Asimismo, y según dicha normativa, el MINAM
en coordinación con las autoridades competentes podrá revisar y precisar el listado de inclusión
de los proyectos de inversión sujetos al SEIA. La
primera actualización de dicha lista se estableció
con la RM Nº 157-2011-MINAM.
En el caso del sector electricidad su aplicación se
indica para:
1.Proyectos de electrificación rural (Sistemas
Eléctricos Rurales) que abarquen 02 o más
regiones*.
2.Generación Eléctrica con energía renovable (hidroeléctrica, solar, eólica y geotérmica, entre
otras) y termoeléctrica.
3.Transmisión eléctrica.
4.Distribución eléctrica mayor o igual a 30 MW.
Las normativas específicas son: Ley Ambiental
para Electricidad y su reglamento (DS Nº 029-94,
Jun 2008), y la Ley de Electrificación Rural y su reglamento (DS 011-2009-EM y DS 025-2007-EM,
Ley Nº 28 749).
bientales, y durante el seguimiento y control de
los aspectos ambientales de los proyectos y actividades de eléctricas en el marco de lo dispuesto
por el Convenio Nº 169 OIT, relativo a los Pueblos
Indígenas y Tribales en Países independientes, el
Decreto Ley Nº 25 844, y otras leyes normativas
eléctricas y ambientales.
Política Ambiental
La política ambiental considera las siguientes
pautas socioambientales:
• R espeto por la legislación socioambiental:
a) Estudio de impacto ambiental y social participativo, b) Estándares ambientales según
la legislación peruana y el Banco Mundial,
c) Monitoreos.
Límites permisibles
Se aplican también normativas que establecen los
límites permisibles para proteger el ambiente, así
como para las siguientes actividades eléctricas:
• R D 008-97-EM/DGAA sobre los límites
máximos permisibles para efluentes líquidos
productos de las actividades eléctricas.
• DS 002-2008 sobre estándares nacionales de
calidad ambiental para el agua.
• DS 003-2008 sobre estándares nacionales de la
calidad ambiental para el aire.
Participación Ciudadana
Otra normativa importante que promueve la
sostenibilidad del subsector electricidad es la
referida a la Participación Ciudadana, según la
RM. 223-2010-MEM/DM para el desarrollo de
los procedimientos de consulta y mecanismos
de Participación Ciudadana aplicables durante
la tramitación de procedimientos relacionados
al otorgamiento de derechos eléctricos, durante
la elaboración y evaluación de los estudios am-
• Respecto a las comunidades, referidos a sus
usos, costumbres, creencias, idiomas, comidas,
religión, fiestas, bailes y trajes se consideran
acciones como: a) Procesos participativos de
diálogo y consulta, b) Empleo local.
• Respeto a la propiedad y la aplicación de compensaciones, servidumbres y adquisiciones.
• Reconocimiento de la alta sensibilidad: a) Monitoreo de biodiversidad. b) Sistema de gestión
ambiental. c) Plan de relaciones comunitarias.
Consulta previa
En ese sentido, y con el objeto de reforzar las
relaciones con las comunidades se promulgó la
Ley Nº 29 785, a fin de reducir el riesgo de conflictos por el desarrollo de proyectos eléctricos.
Esta Ley se publicó el 07 de setiembre de 2011 y
su vigencia será a partir de los 90 días de dicha
publicación.
* Los Proyectos de Electrificación Rural pueden ser evaluados por el Gobierno Nacional, cuando el proyecto abarque 02 o
más regiones, o por el Gobierno Regional, cuando el proyecto se desarrolle dentro de la circunscripción regional.
79
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Geothermal Energy Specific Rules
In case of geothermal power, there are specific
rules for its exploration and development such as
the Organic Law of Geothermal Resources (LORG),
Law No. 26848, and its Regulations (RLORG),
Supreme Decree No. 019-2010-EM. During 2011,
authorizations were granted for exploration of
geothermal resources in order to start studies on
potential geothermal power projects for electricity
generation.
The major rights are:
Authorizations
According to the article 13° of LORG, an
authorization is required to carry out, on an exclusive basis, exploration activities in a given area of
geothermal resources in order to look for evidence
of geothermal resources.
Other reference rules: articles 3° and 12° of
RLORG; article 8° of Law Nº 16 053.
Exploration is the geothermal activity oriented to
determine the size, position, characteristics and
volume of geothermal studies that may be found
in the area. This authorization is made up by two
phases:
Phase I - For performing studies prior to deep
exploratory well drilling; the depth should not be
shorter than 1000 m.
Phase II - For drilling deep exploration wells, with
a minimum drilling of 03 wells.
This authorization has a total term of 03 years to
comply with Phases I (maximum two years) and
II (maximum one year), with the possibility of expansion to 02 years compared to the total term
for the causes indicated in the rule.
See articles º7 and 18º of LORG.
Concessions
According to the article 13° of the LORG, a concession of geothermal resources is required to
develop geothermal resources with exclusive
rights in all or part of the area where the geothermal resources are.
Other reference rules: articles 3º and 16º of the
LORG, articles 3º, 8º and 21º of LORG and article
8º of Law Nº 16 053.
Easements
Regarding easements, according to article 31º of
RLORG, before starting Phase II of a geothermal
exploration or the activities related to a geothermal development, agreements must be executed
with the owners of the land lots to be affected by
the geothermal activity. Otherwise, an easement
may be requested.
A concessionaire must report the National Superintendence of State Properties (Superintendencia
Nacional de Bienes Estatales) about any uncultivated land to be used to carry out geothermal
activity.
Specific Cases in Rural Electrification
According to the article 28º of the Regulations of
the General Law of Rural Electrification (RLGER),
Rural Electrical Systems (SER) will require a Final
concession for Rural Electrification to carry out the
following activities:
1.Electricity generation in distribution networks
using renewable and non renewable resources.
2.Electricity transmission, when the installations
affect State-owned properties and/or require
the creation of an easement by the State.
3.Electricity distribution as Electricity Public
Service.
It is important to mention that rural systems
must be previously registered as part of the
Rural Electrification System to request this
concession following the procedure set under
the rule (Director’s Ruling Nº 090-2011-EM/
DGE).
Likewise, regarding rural easements, according to
the article 41° of RLGER, easements required for
80
www.minem.gob.pe
SER are of public use and of public interest and
must be created by the Electricity General Directorate.
Other reference rules are: article 17º of the General
Law of Rural Electrification (LGER) Nº. 28 749,
article 43º of its Regulations (RLGER), D.S. Nº 0252007-EM and article 8º of the Law 16 053, R.D. Nº
090-2011-EM/DGE.
1.Rural electrification projects (Rural Electrical
Systems) covering 02 or more regions *.
2.Electricity Generation with renewable energy
(hydropower, solar, wind and geothermal,
among others) and thermal power.
3.Electricity Transmission.
4.Electricity distribution higher than or equal to
30 MW.
c. Sustainability and Environmental
Impact Assessments
Specific laws: Environmental Law for Electricity and
its regulations (DS Nº 029-94, Jun 2008), and Law
of Rural Electrification and its regulations (DS 0112009-EM y DS 025-2007-EM, Law Nº 28 749).
The State is aware that energy production,
transport and consumption results in significant environmental impacts. In consequence,
it faces the challenge to achieve a sustainable
development of the energy system, matching
the supply of the increasing energy demand
with an effective environmental protection.
This involves moving forward inter-generation
equity in order to ensure the right of future
generations to live in a healthy and contamination-free environment and at the same time
does not restrict their hope to enjoy better
living standards and provide for a better development of current generations in our country.
Accordingly, general rules will be applicable
to any investment project such as the Law for
the National System of Environmental Impact
Assessment (SEIA), Law No. 27448 and its regulations set forth in DS 019-2009 MINAM.
The SEIA is a single and coordinated system
for the identification, prevention, supervision, control and early correction of adverse
environmental impacts resulting from human
actions expressed through investment projects.
Furthermore, according to the above mentioned law, the MINAM in coordination with the
relevant authorities may review and indicate
the list of investment projects subject to SEIA.
The first update of this list was included in RM
Nº 157-2011-MINAM.
In the electricity sector, it is applicable to:
Allowable Limits
Rules setting the allowable limits to protect environment are also applicable to the following
electricity-related activities:
• R D 008-97-EM/DGAA on the maximum
allowable limits for liquid effluents resulting
from electricity activities.
• DS 002-2008 on national environmental quality
standards for water.
• DS 003-2008 on national quality standards of
air environmental quality.
Citizen Participation
Another important rule promoting sustainability in the electricity sector is Citizen Participation,
according to RM. 223-2010-MEM/DM for the
development of consultation procedures and
mechanisms for Citizen Participation applicable
during the proceedings related to the granting
of electricity-related rights, during the preparation and evaluation of environmental studies
and during the follow-up and control of environmental aspects of electrical energy projects and
activities according to the ILO Convention Nº 169,
related to Indigenous and Tribal Peoples in Inde-
pendent Countries, Decree Law Nº 25844, and
other electricity and environmental laws.
Environmental Policy
Environmental policy takes into consideration the
following social and environmental guidelines:
• Respect for social and environmental legislation: a) Environmental Impact Assessment and
Social participation. b) Environmental Standards
according to the Peruvian legislation and the
World Bank. b) Monitoring.
• Regarding communities, related to their uses,
traditions, beliefs, languages, food, religion,
festivities, dances and clothes include actions
such as a) Participation Processes of dialogue
and consultation. b) Local jobs.
• Respect for property and application of compensations, easements and acquisitions.
• Recognition of high sensitivity: a) Monitoring
of biodiversity. b) Environmental Management
System. c) Community Relations Plan.
• Prior Consultation
In order to reinforce the relationships with the
community, Law Nº 29 785 was enacted in order
to reduce the risk of conflicts caused by development of electricity projects.
This Law was published on September 07, 2011
and its effective date is 90 days upon publication.
* Rural Electrification Projects may be evaluated by the National Government, when the project covers 02 or more regions,
or by the Regional Government, when the project is developed within a region.
81
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Un primer
gran paso para
incrementar
la cobertura
eléctrica en el Perú.
A first step to increase
electricity coverage
in Peru.
7
PORTAFOLIO DE PROYECTOS
DE GENERACIÓN
PORTFOLIO OF
GENERATION PROJECTS
7. Portafolio de proyectos de generación
7. Portfolio of generation projects
a. Concesiones definitivas
a. Final Concessions
Al 1ro de agosto de 2012 se registraron 15 concesiones definitivas en proyectos de generación hidroeléctrica, lo que hace un total de 2 343,5 MW de
potencia y US $ 4 202 millones de inversión.
Los titulares de cada concesión poseen compromisos contractuales con el
Estado para la implementación de los proyectos y su puesta en marcha.
Hydropower Projects
As of August 1, 2012, there were 15 final concessions in hydropower projects,
which totals 2 343,5 MW of power and US $ 4 202 millions of investment.
The holders of each concession have contract commitments with the State for
the implementation of the projects and their commissioning.
RER Projects
Proyectos RER
Al mes de agosto de 2012 se registraron 19 concesiones definitivas de generación RER con un total de 438,1 MW, conformado por 12 hidroeléctricos (210,5
MW), luego 02 proyectos eólicos (110 MW) y 05 proyectos solares (117,5 MW).
Los titulares de cada concesión poseen compromisos contractuales con el
Estado para la implementación del proyecto y su puesta en marcha.
As of August 2012, there were 19 RER generation final concessions which total
438,1 MW. They were made up by 12 hydropower plants (210,5 MW), 02 wind
projects (110 MW) and 05 solar projects (117,5 MW).
The holders of each concession have contract commitments with the State for
the implementation of the project and their commissioning.
83
PORTAFOLIO GENERACIÓN - PORTFOLIO GENERATION
Concesión definitiva en proyectos hidroeléctricos mayores de 20 MW. Al 1ro de Agosto de 2012
Final concession in hydropower projects over 20 MW as of August 1, 2012
Nº
Central
Plant
Titular de la Concesión
Holder of the Concession
Potencia Instalada
(MW)
Installed Power
(MW)
Ubicación
Location
Inversión(2)
(millones US$)
Investment
(millons US$)
Resolución
Suprema(3)
Supreme Ruling
Fecha de Inicio
de Obras(2)
Initial Date
of Works
Fecha de Puesta
en Servicio(2)
Date of Operation
180,0
HUÁNUCO
389,2
057-2011-EM
(2011.06.18)
2013.05.01
2016.04.01
4,1
002-2012-EM
(2012.01.04)
2011.03.01
(1era. Etapa)
2011.03.01
(2da. Etapa)
2013.12.31
(1era. Etapa)
2013.12.31
(2da. Etapa)
Central Hidroeléctrica / Hydropower Plant
1
CH BELO HORIZONTE
COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL CENTRO S.A.C.
2
CH CENTAURO I Y III
CORPORACIÓN MINERA DEL PERÚ S.A.
CORMIPESA
3
CH CHAGLLA
GENERACIÓN HUALLAGA S.A.
406,0
HUÁNUCO
1177,3
043-2011-EM
(2011.05.26)
2011.08.30
2016.07.31
4
CH CHEVES
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
CHEVES S.A. EGECHEVES
168,2
LIMA
392,5
003-2010-EM
(2010.01.29)
2012.07.01
2014.12.28
5
CH HUANZA
EMPRESA DE GENERACIÓN HUANZA S.A.
EMGHUANZA
90,6
LIMA
56,2
022-2010-EM
(2010.02.21)
2010.03.30
2013.02.28
6
CH CERRO EL ÁGUILA
CERRO DEL ÁGUILA S.A.
402,0
HUANCAVELICA
513,6
059-2011-EM
(2011.06.23)
2010.06.15
2015.12.31
7
CH LA VIRGEN
LA VIRGEN S.A.C.
64,70
JUNÍN
72,0
054-2012-EM
(2012.06.06)
2013.11.01
2016.01.31
8
CH MARAÑÓN
HIDROELÉCTRICA MARAÑÓN S.R.L.
96,0
HUÁNUCO
78
078-2011-EM
(2011.07.27)
2012.07.15
2015.05.12
9
CH MOLLOCO
DE AREQUIPA S.A. - EGASA
302,1
AREQUIPA
619,7
039-2011-EM
(2011.05.11)
2012.08.01
2014.08.12
10
CH MORRO DE ARICA
CEMENTOS LIMA S.A.
50,0
LIMA
128,0
036-2003-EM
(2003.10.04)
2006.01.01
2008.12.31(4)
11
CH PUCARÁ
EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
DEL CUZCO - EGECUSCO
149,8
CUSCO
149,8
066-2010-EM
(2010.11.18)
2011.09.01
2014.12.31
12
CH QUITARACSA I
ENERSUR S.A.
112,0
ANCASH
249,7
088-2011-EM
(2011.11.06)
2011.02.28
2014.10.31
13
CH SAN GABÁN I
EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI S.A.
150,0
PUNO
145,7
067-2010-EM
(2010.11.18)
2011.10.01
2014.10.31(4)
14
CH SANTA TERESA
LUZ DEL SUR S.A.A.
98,1
CUSCO
156,0
033-2012-EM
(2012.02.19)
2011.07.25
2015.02.25
15
CH TARUCANI
TARUCANI GENERATING COMPANY S.A.
49,0
AREQUIPA
70,9
021-2011-EM
(2011.04.07)
2011.04.07
2015.06.07
TOTAL
12,5
(1era. Etapa)
12,5
(2da. Etapa)
ANCASH
2 343,5
4 202,7
(1) Proyectos con concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica.
Projects with final concession to develop the activity of electricity generation.
(2) Información de acuerdo con el Contrato de Concesión.
Data based on concession agreements.
(3) Resolución Suprema de otorgamiento de concesión definitiva o su modificatoria; y fecha de publicación.
Supreme Ruling granting the final concession or amendments,and date of publication
.
84
www.minem.gob.pe
Concesión definitiva en proyectos de generación con energías renovables Al 1ro de agosto de 2012
Final concession on renewable energy generation projects. Updated as of August 1, 2012
Nº
Central
Project
Potencia Instalada
(MW)
Installed Power
(MW)
Ubicación
Location
Inversión
(millones US$)
Investment
(millons US$)
Resolución
Suprema
Supreme Ruling
Fecha de Inicio
de Obras
Initial Date
of Works
Fecha de Puesta
en Servicio
Date of Operation
1
CH ANGEL I
GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A.
20,0
PUNO
25,6
483-2011
MEM/DM
2013.07.01
2016.12.31
2
CH ANGEL II
20,0
PUNO
24,2
482-2011
MEM/DM
2013.07.01
2016.12.31
3
CH ANGEL III
20,0
PUNO
27,2
484-2011
MEM/DM
2013.07.01
2016.12.31
4
8 DE AGOSTO
ANDES GENERATING CORPORATION S.A.C.
19,0
HUÁNUCO
39,3
240-2012
MEM/DM
2013.02.28
2014.12.30
5
CH CARPAPATA III
CEMENTO ANDINO S.A.
12,8
JUNÍN
18,2
382-2009
MEM/DM
2009.07.31
2012.07.31(4)
6
CH COLA I
HIDROELÉCTRICA COLA S.A.
10,4
LA LIBERTAD Y
ANCASH
9,8
RM 465-2011
EM (2011.10.28)
2012.07.02
2014.06.30
7
CH VIROC
(ex CH Raura II)
AMAZONAS GENERACIÓN S.A.
12,2
LIMA
21,1
390-2011
MEM/DM
2011.03.01
2013.12.23(4)
8
CH LAS PIZARRAS
EMPRESA ELÉCTRICA RÍO DOBLE S.A.
18,8
CAJAMARCA
21,0
SAP (Reg. 2135457)
del 12.10.2011
2010.10.01
2012.12.31
9
CH RENOVANDES H1
RENOVABLES DE LOS ANDES S.A.C.
20,0
JUNÍN
20,0
214-2012
MEM/DM
2013.01.01
2014.12.31
10
CH RUNATULLO III
DE JUNÍN S.A.C.
20,0
JUNÍN
40,4
072-2012
MEM/DM
2012.07.01
2014.12.31
11
CH RUNATULLO II
DE JUNÍN S.A.C.
19,1
JUNÍN
40,0
114-2012
MEM/DM
2012.07.15
2014.12.31
12
CH MANTA
PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS
RENOVABLES S.A.C.
18,4
ANCASH
18,4
035-2011
MEM/DM
2010.12.01
2013.05.31
SUBTOTAL
210,5
Parques eólicos / Wind Energy Parks
13
CE CUPISNIQUE
ENERGÍA EÓLICA S.A.
80,0
LA LIBERTAD
174,56
(euros c/IGV)
008-2012-EM
2010.01.19
2013.06.20
14
CE TALARA
ENERGÍA EÓLICA S.A.
30,0
PIURA
76,34
(euros c/IGV)
001-2012-EM
2011.10.24
2013.06.20
SUBTOTAL
110,0
Parques solares / Solar Energy Parks
15
CS REPARTICIÓN
SOLAR 20T
GTS REPARTICIÓN S.A.C.
20,0
AREQUIPA
75,0
243-2011
MEM/DM
2011.08.30
2012.06.30(4)
16
CS MAJES SOLAR 20T
GTS MAJES S.A.C.
20,0
AREQUIPA
75,3
244-2011
MEM/DM
2011.08.01
2012.06.30(4)
17
CS TACNA SOLAR 20TS
TACNA SOLAR S.A.C.
20,0
TACNA
85,0
299-2011
MEM/DM
2011.12.01
2012.10.31(4)
18
CS PANAMERICANA
SOLAR 20 TS
PANAMERICANA SOLAR S.A.C.
20,0
MOQUEGUA
87,0
272-2011
MEM/DM
2012.02.01
2012.12.31
19
CT MAPLE ETANOL
MAPLE ETANOL S.R.L.
37,5
PIURA
--
043-2012
MEM/DM
2011.04.12
2012.06.31
SUBTOTAL
117,5
TOTAL
438,1
(4) Con solicitud de modificación de contrato de concesión, debido a prórroga de puesta en operación.
In the process of request for an amendment to concession agreement due to extension of commissioning.
85
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
b. Concesiones temporales
Al mes de agosto de 2012 se registraron 14
concesiones temporales para la realización de
estudios de proyectos de generación hidroeléctrica. La suma total de la potencia de dichos
proyectos asciende a 2 267,3 MW.
b. Temporary Concessions
Hydropower Projects
As of August 2012, there were 14 temporary
concessions for performing hydropower generation projects. The aggregate of the power of
these projects amounts to 2 267,3 MW.
Wind Energy Projects
Proyectos eólicos
concesiones temporales para la realización de
estudios de proyectos de generación eólica. La
suma total de la potencia de dichos proyectos
asciende a 644 MW.
Proyecto solar
As of August 2012, there were 04 temporary
concessions for carrying out wind generation
projects. The aggregate power of these projects
amounts to 644 MW.
Solar Energy Project
In the MINEM there is one, 100 MW temporary
concession.
En el MINEM se registró una concesión temporal
de 100 MW.
86
www.minem.gob.pe
Concesión temporal para estudios de proyectos de generación hidroeléctrica, eólica y solar. Al 1 de agosto de 2012
Temporary Concession for Studies for Hydropower, Wind and Solar Energy Generation Projects as of August 1, 2012
Central
Project
Nº
Potencia Instalada
(MW)
Installed Power
(MW)
Ubicación
Location
Resolución
Ministerial
Ministry
Ruling
Culminación
de estudios(1)
Completion
of Studies
100,0
Ayacucho, Cusco y
Apurímac
071-2012
MEM/DM
2012.12.12
15,0
Ancash
074-2012
MEM/DM
2012.11.06
1
CH OREJA DE PERRO 1
PROJECT INVESTMENT PERÚ S.A.C.
2
CH PELAGATOS Y PLATA
HIDROELÉCTRICA PELAGATOS S.A.C.
3
COTA 2011
COTAHUASI HYDRO S.A.
200,0
Arequipa
073-2012
MEM/DM
2012.12.19
4
CCHH NUEVA ESPERANZA I,
NUEVA II y NUEVA ESPERANZA III
NUEVA ESPERANZA HYDRO S.A.
380,0
Puno
075-2012
MEM/DM
2013.01.08
5
CCHH SANDIA INA30 e INA40
SANDIA HYDRO S.A.
315,0
Puno
220-2012
MEM/DM
2013.01.25
6
CH DEL NORTE
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DEL
NORTE S.A.
600,0
Cajamarca
215-2010
MEM/DM
2012.05.31(2)
7
CH SANTA MARÍA 1
C.H. SANTA MARÍA ENERGY S.A.
97,0
Ancash
214-2010
MEM/DM
2012.05.30(2)
8
CH TINGO I,II y III
ENERGORET INGENIEROS
CONSULTORES E.I.R.L.
248,0
Amazonas.
082-2011
MEM/DM
2012.09.05
9
CH RENOVANDES H1
RENOVABLES DE LOS ANDES S.A.C.
20,0
Junín
147-2011
MEM/DM
2013.03.31
10
CH SAYÁN
HIDROCAÑETE S.A.
10,6
Lima
239-2012
MEM/DM
2014.06.23
11
CCHH SAN PEDRO I - II
ORTIZ CONSTRUCCIONES Y
PROYECTOS S.A. - SUC.DEL PERÚ
101,7
Ayacucho.
269-2012
MEM/DM
2014.06.30
12
CH HUALLAGA I
CENTRAL HIDROELÉCTRICA
HUALLAGA HYDRO S.A.
180,0
Huánuco
283-2012
MEM/DM
2014.06.30
SUBTOTAL
2 267,3
Parques eólicos / Wind Energy Parks
1
CE NAZCA
GENERALIMA S.A.C.
100,0
Ica
148-2012
MEM/DM
2010.01.19
2
CE YACILA
GENERALIMA S.A.C.
50,0
Piura
147-2012
MEM/DM
2014.03.29
3
CE HUARMEY
PERÚ ENERGÍA RENOVABLE S.A.
200,0
Ancash
268-2012
MEM/DM
2014.06.15
4
CE PAMPA CARACOLES
SOWITEC ENERGÍAS RENOVABLES
DE PERÚ S.A.
240,0
Ica
267-2012
MEM/DM
2014.06.30
Arequipa
294-2012
MEM/DM
2014.06.30
SUBTOTAL
644,0
Parques solares / Solar Energy Parks
1
CS LA JOYA
PERÚ ENERGÍA RENOVABLE S.A.
100,0
SUBTOTAL
100,0
TOTAL
3 011,3
(1) Fecha de acuerdo con la publicación de la Resolución Ministerial.
Date of agreement with the publication of the ministry ruling. (2) En trámite de modificación de concesión.
In the process of amendment of the concession.
87
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
c. Autorizaciones
c. Authorizations
Proyectos termoeléctricos
Thermal Power Projects
autorizaciones para proyectos termoeléctricos.
La suma total de la potencia de dichos proyectos asciende a 2.188 MW. Estos proyectos se
encuentran en etapa de ejecución de obras.
As of August 2012, there were 10 authorizations
for thermal power projects. The aggregate of the
power of these projects amounts to 2 188 MW.
These projects are in the process of execution of
works.
Autorización en proyectos de generación termoeléctrica.
Authorization in thermal power generation projects.
Nº
Central
Project
Tipo
Type
Potencia
Instalada
(MW)
Installed
Power
(MW)
Ubicación
Location
Hidroeléctrica
20,00
Lima
Inversión
(millones
US$)
Investment
(millons US$)
Resolución
Ministerial
Ministry
Ruling
Fecha de
Inicio
de Obras(1)
Initial Date
of Works
28,95
005-2012
MEM/DM
2011.07.31(2)
1
CARHUAC
ANDEAN POWER S.A.
2
CHILCA 1
ENERSUR S.A.
Térmica
(turbina a vapor-ciclo combin.)
303,45
Lima
395,00
179-2010
MEM/DM
2013.08.30
3
CT RESERVA FRÍA
DE GENERACIÓN PLANTA ILO
ENERSUR S.A.
Térmica dual
(Diesel/gas natural)
568,65
Moquegua
220,42
546-2011
MEM/DM
2013.09.30
4
CHILCA
FENIX POWER PERÚ S.A.
Térmica
(gas natural - ciclo combinado)
596,70
Lima
655,59
359-2010
MEM/DM
2012.12.31
5
KALLPA
(4ta. unidad)
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Térmica
(grupo vapor - ciclo combinado)
292,80
Lima
402,28
463-2009
MEM/DM
2012.10.02
6
NUEVA ESPERANZA
EMPRESA ELÉCTRICA NUEVA ESPERANZA S.R.L.
Térmica
(gas natural - ciclo simple)
163,20
Tumbes
117,00
271-2011
MEM/DM
2014.12.28
7
FRACCIONAMIENTO DE PISCO
PLUSPETROL PERÚ CORPORATION S.A.
Térmica
(grupos 6 y 7) (gas natural/Diesel)
8,00
Ica
12,12
389-2011
MEM/DM
2012.11.08
8
LAS MALVINAS
PLUSPETROL PERÚ CORPORATION S.A.
Térmica
(grupos 6 y 7) (gas natural)
8,00
Cusco
10,80
413-2011
MEM/DM
2012.12.02
9
SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS
TERMOCHILCA S.A.C.
Térmica
196,00
Lima
118,00
084-2012
MEM/DM
2013.09.30
EL TABLAZO COLÁN
SDE PIURA S.A.C.
Térmica
31,45
Piura
22,00
515-2011
MEM/DM
2011.12.15(2)
10
TOTAL
2 188,3
1 981,6
(1) Según cronograma de ejecución de obras.
According to the schedule for the execution of works.
(2) En trámite solicitud de prórroga de fecha de ejecución de obras.
In process of request for extension of the date of execution of works.
88
www.minem.gob.pe
Autorización Geotérmica
Al 1 ro de agosto de 2012 se registraron 20
autorizaciones otorgadas para la exploración del
recurso geotermal con fines de iniciar estudios
sobre posibles proyectos geotérmicos para la
generación de electricidad.
Geothermal Authorization
As of August 1, 2012, there were 20 authorizations granted for the exploration of geothermal
resource in order to start studies on possible
geothermal projects for electricity generation.
Autorización para exploración de recursos geotermales de posibles proyectos de generación
Authorization for the exploration of geothermal resources of possible generation
Nº
Titular
1
ANDES POWER PERÚ S.A.C.
Zona
Zone
Ubicación
Location
Resolución Directoral
Director´s Ruling
Culminación de
Estudios
Completion
of Studies
Descripción
Description
TUTUPACA
Tacna
010-2011-EM/DGE (2011.03.18)
2014.03.19
Otorgamiento / Granted
GERONTA II
Ayacucho
027-2011-EM/DGE (2011.05.19)
2014.05.20
3
UMACUSIRI I
Ayacucho
028-2011-EM/DGE (2011.05.19)
2014.05.20
4
UMACUSIRI II
Ayacucho
029-2011-EM/DGE (2011.05.19)
2014.05.20
5
GERONTA I
Ayacucho
030-2011-EM/DGE (2011.05.19)
2014.05.20
6
PINAYA I
Puno
002-2011-EM/DGE (2011.02.04)
2014.02.05
7
PINAYA II
Puno
003-2011-EM/DGE (2011.02.04)
2014.02.05
2
PINAYA III
Puno
036-2011-EM/DGE (2011.05.19)
2014.05.20
RUPHA
Ancash
006-2011-EM/DGE (2011.02.12)
2014.02.13
QUELLAAPACHETA
Moquegua
031-2011-EM/DGE (2011.04.06)
2014.04.07
11
TURU
Arequipa - Cusco
099-2011-EM/DGE (2011.12.05)
2014.12.06
12
CHOCOPATA
Puno
012-2011-EM/DGE (2011.03.18)
2014.03.19
LORISCOTA
Arequipa - Puno
022-2011-EM/DGE (2011.03.15)
2014.03.16
8
9
HOT ROCK PERÚ S.A.
10
13
MAGMA ENERGÍA GEOTÉRMICA PERÚ S.A.
14
CRUCERO
Moquegua - Puno
025-2011-EM/DGE (2011.03.15)
2014.03.16
15
PASTO
Tacna - Moquegua
034-2011-EM/DGE (2011.07.15)
2014.07.16
16
SARA SARA
Ayacucho - Arequipa
055-2011-EM/DGE (2011.09.14)
2014.09.15
17
PANEJO
Moquegua
060-2011-EM/DGE (2011.09.14)
2014.09.15
18
ATARANI
Tacna - Moquegua
076-2011-EM/DGE (2011.09.22)
2014.09.23
19
SUCHE
Tacna
092-2011-EM/DGE (2011.11.30)
2014.12.01
20
TUTUPACA NORTE
Tacna - Moquegua
091-2011-EM/DGE (2011.11.30)
2014.12.01
89
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
d. Proyectos de energías renovables con
adjudicación de contratos de suministro
de electricidad
d. Renewable Energy Projects by
Awarding Electricity Supply Contracts
Primera Subasta
En la Primera Convocatoria, con fecha 12 de
febrero de 2010, se adjudicaron contratos de suministro de electricidad a 17 proyectos hidroeléctricos
(162 MW), 03 proyectos eólicos (142 MW), 02 proyectos de biomasa (27 MW) y 04 proyectos solares
fotovoltaicos (80 MW).
En la Segunda Convocatoria, con fecha 23 de julio
de 2010, se adjudicó 01 proyecto hidroeléctrico
(18 MW). En total se adjudicaron 429 MW y 2 972
GW.h/año de generación proveniente de fuentes
renovables.
First Auction
In the first call on February 12, 2010, electricity
supply contracts were awarded to 17 hydropower
projects (162 MW), 03 wind projects (142 MW),
02 biomass projects (27 MW), and 04 photovoltaic solar projects (80 MW).
In the second call, on July 23, 2010, 01 hydropower project was awarded (18 MW). In the
aggregate, 429 MW and 2972 GW.h/year of renewable projects were awarded.
Segunda subasta
En la Primera Convocatoria, con fecha 23 de agosto
de 2011, se adjudicaron 07 proyectos hidroeléctricos (102 MW), 01 proyecto solar fotovoltaico (16
MW), 01 proyecto eólico (90 MW) y 01 proyecto
de biomasa con residuos urbanos (2 MW). En total
se adjudicaron un total de 210 MW y 1 153 GW.h/
año provenientes de fuentes renovables.
En resumen, ambas subastas adjudicaron contratos
a 25 proyectos hidroeléctricos RER con un total de
282 MW y 1 764 GW.h/año. En el grupo de proyectos eólicos (04), solares (05) y biomasa (03) el
total fue de 357 MW y 2 360 GW.h/año.
Al mes de agosto de 2012, estuvieron en proyecto 18
centrales hidroeléctricas RER con un total de 234 MW
y 1 500 GW.h/año, y respecto a las otras tecnologías.
Luego de la puesta en operación de la centrales de
biomasa Cogeneración Paramonga y Huaycoloro
queda un total de 330 MW y 1 217 GW.h/año.
Cabe resaltar que si se proyectara por 05 años la
energía adjudicada al grupo de proyectos eólicos,
solares y biomasa, la participación respecto a la
demanda proyectada de energía del SEIN en el escenario medio, resultaría ser de un máximo de 5%
hasta el año 2013 y luego disminuiría a 4% hasta
el año 2015. Es decir, se cumpliría el objetivo RER
de 5% hasta el año 2013 en un escenario medio
de la demanda proyectada.
Resultado de las subastas de suministro
de electricidad con energías renovables
Result of the Auctions for Renewable Energy
Supply Auctions
Fuente / Source: OSINERGMIN, MINEM – DGE
Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica
Cantidad
Quantity
Energia
Energy
Primera Subasta / First Auction
1ª Convocatoria / First call
Hidro / Hydro(1)
17
162
999
Eólica / Wind power
3
142
571
Biomasa / Biomass
2
27
1 143
Solar / Solar
4
80
173
(2)
Second Auction
In the first call, on August 23, 2011, 07 hydropower
projects (102 MW), 01 photovoltaic solar project (16
MW), 01 wind project (90 MW) and 01 urban waste
biomass project (2 MW) were awarded. In the aggregate, a total of 210 MW and 1 153 GW.h/year
from renewable sources were awarded.
In brief, both auctions awarded contracts to 25
RER hydropower projects totaling 282 MW and
1764 GW.h/year. In the group of wind projects
(04), solar projects (05) and biomass (03), the aggregate was 357 MW and 2 360 GW.h/year.
As of August 2012, there were projects for 18
RER hydropower plants with a total of 234 MW
and 1 500 GW.h/year. Regarding other technologies, after the start-up of the Paramonga and
Huaycoloro Cogeneration biomass plants, the
total volume was 330 MW and 1217 GW.h/year.
If a five-year forecast were made of the energy
awarded to the group of wind, solar and biomass
projects, its share in the estimated energy demand
from SEIN in the intermediate scenario would
result in a maximum of 5% until 2013 and then it
would decrease to 4% until 2015. In other words,
the RER goal of 5% would be complied until
2013 in an intermediate scenario of the estimated
demand.
Potencia
Power
2º Convocatoria / Second call
Hidro / Hydro
Subtotal
1
18
85
27
429
2 972
Segunda Subasta / Second Auction
1ª Convocatoria / First call
Hidro / Hydro
7
102
680
1
90
416
Biomasa / Biomass
1
2
14
Solar / Solar
1
16
43
Subtotal
10
210
1 153
TOTAL
37
639
4 124
282
1 764
RESUMEN
Convencional / Conventional
Hidro / Hydro
25
No convencional / Non conventional
4
232
987
Biomasa / Biomass
3
29
1 157
Solar / Solar
5
96
216
Subtotal
12
357
2 360
TOTAL
37
639
4 124
(1) Agosto de 2012, 09 proyectos se culminaron o ya se encuentran en operación.
August 2012, 09 projects were completed or are in process of operation.
(2) Agosto de 2012, 02 proyectos culminaron y se encuentran en operación.
August 2012, 02 projects were completed and are in process of operation.
90
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Proyección de la participación de las energías RER adjudicadas (sin hidroeléctricas), respecto a la demanda proyectada del SEIN
Forecast of the RER Energies Awarded Share (no hydropower plants included) in the SEIN demand forecast
Descripción / Description
Unidad
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GW.h
1 115,0
1.143,3
1.887,2
1.887,2
1.901,3
2.360,0
TW.h
1,1
1,1
1,9
1,9
1,9
2,4
Optimista / Optimistic
TW.h
32,6
36,0
39,1
43,8
51,7
58,4
Medio / Intermediate
TW.h
32,6
35,7
37,9
41,6
48,3
53,9
Pesimista / Pessimistic
TW.h
32,6
35,4
37,6
41,1
44,3
48,4
Proyección de la energía adjudicada a centrales
Eólica, Solar y Biomasa.
Forecast of energy awarded to Wind, solar and
Biomass plants.
Demanda de energìa proyectada del SEIN.
SEIN energy demand forecast.
Optimista / Optimistic
Porcentaje de energìa adjudicada respecto
a la demanda SEIN.
Medio / Intermediate
Percentage of energy awarded in relation to
Pesimista / Pessimistic
SEIN demand.
%
3%
3%
5%
4%
4%
4%
%
3%
3%
5%
5%
4%
4%
%
3%
3%
5%
5%
4%
5%
91
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Proyectos hidroeléctricos con adjudicación de contratos de suministros de electricidad
Hydropower Projects with Electricity Supply Contracts
Item
Item
Proyecto
Project
Precio
Price
Barra de Conexión
Connection Bar
(US$/MWh)
1 CH Santa Cruz II **
Huallanca 138 kV
55,00
2 CH Santa Cruz I **
Huallanca 138 kV
55,00
3 CH Nuevo Imperial **
(%)
(GWh/año)
% mín. energía
Adjudicación
parcial
% mín. energy
Partial bid
6,50
66%
33,0
75%
01-07-2008
Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C.
1S-1C
6,00
65%
29,5
75%
29-05-2009
1S-1C
Factor
Potencia
de planta
Power Power factor
(MW)
Energía
Energy
Entrada
en operación
Beginning date
for operation
Empresa
Company
Subasta
Auction.
Call
Cantera 220 kV
55,99
3,97
81%
25,0
01-05-2012
Hidrocañete S.A.
1S-1C
Paramonga Nueva 220 kV
56,00
4,13
77%
28,0
01-12-2012
Eléctrica Yanapampa S.A.C.
1S-1C
5 CH Huasahuasi II **
Caripa 138 kV
57,00
8,00
71%
42,5
75%
01-04-2012
1S-1C
6 CH Huasahuasi I
Caripa 138 kV
58,00
7,86
70%
42,5
75%
01-10-2012
1S-1C
7 CH Chancay
Zapallal 220 kV
58,50
19,20
85%
143,0
31-12-2012
Sindicato Energético S.A. (Sinersa)
1S-1C
8 CH Poechos 2 *
Piura Oeste 220 kV
59,50
10,00
75%
50,0
9 CH Roncador 1/
59,85
3,80
89%
28,1
10 CH La Joya **
Repartición 138 Kv
59,95
9,60
65%
11 CH Angel I
San Gabán 138 kV
59,97
19,95
75%
12 CH Angel II
San Gabán 138 kV
59,98
20,00
75%
13 CH Angel III
San Gabán 138 kV
59,99
19,95
60,00
1,80
4 CH Yanapampa
14 CH Purmacana **
15 CH Shima
27-05-2009
Sindicato Energético S.A. (Sinersa)
1S-1C
01-12-2012
Maja Energía S.A.
1S-1C
54,7
01-10-2009
Generadora de Energía del Perú S.A.
1S-1C
131,0
31-12-2012
1S-1C
131,0
31-12-2012
1S-1C
75%
131,0
31-12-2012
1S-1C
71%
9,0
01-07-2011
Eléctrica Santa Rosa S.A.
1S-1C
30-09-2012
Consorcio Energoret Ingenieros
Consultores E.I.R.L. / Manufacturas
Industriales Mendoza S.A.
1S-1C
25%
75%
Tocache 138 kV
64,00
5,00
75%
32,9
16 Central Carhuaquero IV *
Carhuaquero 220 kV
70,00
10,00
76%
66,5
50%
22-05-2008
Duke Energy Egenor S. en C. por A.
1S-1C
17 Central Caña Brava **
Carhuaquero 220 kV
70,00
6,00
41%
21,5
50%
19-02-2009
Duke Energy Egenor S. en C. por A.
1S-1C
18 Las Pizarras
1S-2C
Carhuaquero 220 kV
64,00
18,00
67%
85,0
75%
31-11-2012
Empresa Eléctrica Río Roble S.A.
19 CH Canchayllo
Oroya Nueva 50 kV
47,40
3,73
77%
25,2
50%
31-12-2014
Aldana Contratistas Generales S.A.C.
2S-1C
20 CH Huatziroki I
Condorcocha 44 kV
47,60
11,08
55%
72,3
50%
31-12-2014
ARSAC Contratistas Generales
2S-1C
Huallanca 138 kV
52,00
19,78
74%
127,5
31-05-2013
Peruana de Inversiones Renovables S.A.C.
2S-1C
22 RenovAndes H1
Condorcocha 44 kV
53,89
19,99
90%
150,0
31-12-2014
Renovables de los Andes S.A.C.
2S-1C
23 8 de agosto
Tingo María 138 kV
53,90
19,00
90%
140,0
30-12-2014
Andes Generating Corporation S.A.C.- ANCORP
2S-1C
24 El Carmen
Tingo María 138 kV
55,90
8,40
77%
45,0
30-12-2014
Andes Generating Corporation S.A.C.- ANCORP
2S-1C
25 CH Runatullu III
Tingo María 138 kV
56,45
20,00
80%
120,0
15-12-2014
Empresa de Generación Eléctrica Junín S.A.C.
2S-1C
57,99
281,73
1 764,27
231,83
1 500,11
21 CH Manta
Total hidroeléctricas
Total hydropower plants
Total en proyecto a agosto 2012
Total under project as of August 2012
* Se encontraban en operación antes de la subasta. / They were operating before the auction.
** En operación a octubre 2011. / Operating as of October 2011.
1/ En diciembre de 2010, entro en operación la primera etapa del proyecto, de 1,9 MW.
In December 2010, the first stage of the 1,9 MW project started operating.
1S-1C : Primera Subasta, primera concocatoria / First auction, First call.
1S-2C : Primera Subasta, segunda concocatoria / First auction, Second call.
2S-1C : Segunda Subasta, primera concocatoria / Second auction, First call.
92
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Proyectos de energías renovables con adjudicación de contratos de suministro de electricidad
Renewable Energy Projects with Electricity Supply Agreements
Item
Item
Proyecto
Project
Barra de Conexión
Connection Bar
Precio
Price
(US$/MWh)
Factor
Potencia
de planta
Power Power factor
Energía
Energy
(MW)
(%)
(GWh/año)
% mín. energía
Adjudicación
parcial
% mín. energy
Partial bid
Entrada
en operación
Beginning date
for operation
Empresa
Company
Subasta
Auction.
Proyectos de generación eólica / Wind energy generation projects
Marcona 220 kV
65,52
32,00
53%
148,4
01-12-2012
Consorcio Cobra S.A. / Perú Energía
Renovable S.A.
1S-1C
Talara 220 kV
87,00
30,00
46%
119,7
29-06-2012
Energía Eólica S.A.
1S-1C
Guadalupe 220 kV
85,00
80,00
43%
303,0
29-06-2012
Energía Eólica S.A.
1S-1C
Marcona 220 kV
69,00
90,00
53%
415,8
31-12-2014
Consorcio Tres Hermanas
2S-1C
76,63
232,00
1 CE Marcona
2 CE Talara
3 CE Cupisnique
4 Parque Eólico Tres Hermanas
Subtotal
75%
986,8
Proyectos de generación con energía biomasa / Biomass energy generation projects
1
Central de Cogeneración
Paramonga I **
2 CTB Huaycoloro **
Paramonga Existente
138 kV
52,00
23,00
57%
1 115,0
31-03-2010
Petramas S.A.C.
1S-1C
Cajamarquilla 220 kV
110,00
4,40
73%
28,3
01-07-2011
Petramas S.A.C.
1S-1C
Lima 220 kV
99,99
2,00
80%
14,0
31-07-2014
Consorcio Energía Limpia
2S-1C
87,33
29,40
3 La Gringa V
Subtotal
50%
1 157,3
Proyectos de generación con energía solar / Solar energy generation projects
1 Panamericana Solar 20TS
Ilo ELP 138 kV
215,00
20,00
29%
50,7
30-06-2012
Consorcio Panamericana Solar 20TS
1S-1C
2 Majes Solar 20TS
Repartición 138 kV
222,50
20,00
22%
37,6
30-06-2012
Grupo T-Solar Global S.A.
1S-1C
3 Repartición Solar 20TS
Repartición 138 kV
223,00
20,00
21%
37,4
30-06-2012
Grupo T-Solar Global S.A.
1S-1C
Tacna (Los Héroes 66 kV)
225,00
20,00
27%
47,2
30-06-2012
Consorcio Tacna Solar 20TS
1S-1C
Ilo ELP 138 kV
119,90
16,00
31%
43,0
31-12-2014
Solarparck Corporación Tecnología S.L.
2S-1C
201,08
96,00
215,9
Total Biomasa, Eólica y Solar
Total Biomass, Wind and Solar
357,40
2 360,02
Total en proyecto a agosto 2012
Total under project as of August 2012
330,00
1 216,73
4 Tacna Solar 20TS
5 Moquegua FV
Subtotal
50%
* Se encontraban en operación antes de la subasta. / They were in operation before the auction.
** En operación a octubre 2011. / In operation as of October 2011.
1/ En diciembre de 2010, entro en operación la primera etapa del proyecto, de 1,9 MW.
In December 201, the first stage of the 1,9 MW project will start operations.
1S-1C : Primera Subasta, primera concocatoria / First auction, First call.
1S-2C : Primera Subasta, segunda concocatoria / First auction, Second call.
2S-1C : Segunda Subasta, primera concocatoria / Second auction, First call.
93
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
e. Proyectos de centrales hidroeléctricas No RER con adjudicación de suministro
e. Non RER Hydropower Plants Projects with Supply Contracts
Awarded
El 12 de octubre del año 2010, a través de una subasta de suministro
de electricidad organizada por el Estado para promover la construcción
de grandes centrales hidroeléctricas, la Empresa de Generación Eléctrica
Cheves S.A. (SN Power) obtuvo la buena pro de un contrato de suministro
para cubrir 109 MW de la demanda del mercado regulado (servicio público
de electricidad) a partir de julio del 2014 y por un periodo de 15 años.
La electricidad será producida con su proyecto C.H. Cheves de 168 MW.
La licitación estuvo a cargo de PROINVERSIÓN. La empresa Cheves fue la
única postora, de los 09 que precalificaron a la licitación, que presentó
su oferta técnica y económica para la entrega de concesiones de hasta
500 MW en contratos de suministro.
El 24 de marzo del año 2011, PROINVERSIÓN otorgó la buena pro a
las empresas Huallaga, EgeCusco y Luz del Sur para el suministro de
energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
On October 12, 2010, through an electricity supply auction called by the
State to promote the construction of large hydropower plants, Empresa
de Generación Eléctrica Cheves S.A. (SN Power) was awarded a supply
contract to cover 109 MW of the demand of the regulated market (electricity public service) as from July 2014 for a period of 15 years.
The electricity will be produced with its C.H. Cheves Project at 168 MW.
The tender was organized by PROINVERSIÓN. Cheves was the only
bidder out of the 09 which pre-qualified for the bidding. It submitted its
technical and economic offer for the awarding of concessions of up to
500 MW in supply contracts.
On March 24, 2011, PROINVERSIÓN awarded the bidding to the companies Huallaga, EgeCusco and Luz del Sur for the supply of electrical
energy to the National Interconnected Electric System (SEIN).
Proyectos de grandes centrales hidroeléctricas (No RER) con adjudicación de contratos de suministro de electricidad
Large Hydropower Plant Projects (Non RER) with Electricity Supply Contracts Awarded
Precio de Energía
Energy Rate
Potencia
del Proyecto
Project Power
(MW)
Potencia
de Suministro
Power Supply
(MW)
Precio Oferta
Ponderada
Weighed Bid
Price
(US$/MWh)
1 CH Cheves
168
109,00
47,5
56,23
45,05
2014.07.01
Empresa de Generación Eléctrica Cheves
S.A. (SN Power)
2 CH Chaglla
406
284,00
45,9
54,11
43,64
2016.07.31
GENERACIÓN HUALLAGA S.A.
3 CH Pucará
150
5,00
45,2
53,00
43,00
55,00
49,4
58,00
47,00
2014.12.31
EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUZCO - EGECUSCO
4 CH Cerro el Águila
402
200,00
51,4
60,59
48,86
2015.12.31
CERRO DEL ÁGUILA S.A.
5 CH Santa Teresa (1)
98
2015.02.25
LUZ DEL SUR S.A.A.
Ítem
Item
Proyecto
Project
Hora Punta
Peak hours
(US$/MWh)
Fuera de Punta
Non peak hours
(US$/MWh)
Entrada en
operación
Beginning date
for operation
Empresa
Company
(1) La licitación fue obtenida en función de la energía propuesta.
The bidding was awarded based on the energy proposed.
94
www.minem.gob.pe
f. Proyectos en licitación
f. Bidding Projects
Por encargo del MINEM, PROINVERSIÓN conduce el proceso de licitación
del Proyecto de Generación Termoeléctrica para la Reserva Fría de Generación en Pucallpa y Puerto Maldonado, con una potencia conjunta de entre
50 y 58 MW.
Más información sobre el desarrollo de la licitación en www.proinversion.gob.pe
Upon request of MINEM, PROINVERSIÓN is conducting the bidding for the
Thermal Power Project for Generation Cold Reserve in Pucallpa and Puerto
Maldonado, with a joint power from 50 to 58 MW.
For further information on the bidding, visit www.proinversion.gob.pe
g. Projects without Final Concession Granted
g. Proyectos sin concesión definitiva otorgada
Existe la oportunidad de compromiso en inversiones de proyectos que se
encuentran con concesión temporal, dado que son principalmente concesiones para realizar estudios.
En el caso de las hidroeléctricas también existen referencias de estudios
anteriores a nivel nacional, como el Estudio de Evaluación Preliminar del
Potencial Hidroeléctrico-HIDROGIS (Proyectos menores de 100 MW) y el
Estudio de Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional (EPHN).
En lo que concierne a otros energéticos, los mapas de potencial eólico y
solar pueden dar importantes referencias de ubicación de posibles proyectos de generación, luego de discriminar las áreas protegidas y las áreas con
concesión definitiva de centrales eléctricas en construcción o existentes.
There is an opportunity to invest in projects under a temporary concession,
because they are mainly made to perform studies.
In case of hydropower plants, there are previous studies at a national level,
such as the Preliminary Evaluation of Hydropower Potential -HIDROGIS
(Projects under 100 MW) and the Evaluation of the National Hydropower
Potential (EPHN).
As far as other energy resources are concerned, the maps of wind and solar
power potential may give important references of the location of potential generation projects, without considering discriminating protected areas
and the areas with final concession of electricity plants under construction
or existing.
Proyectos en licitación a cargo de PROINVERSIÓN
Projects in Bidding Process organized by PROINVERSIÓN
Fuente / Source: PROINVERSION
Periodo estimado de Otorgamiento de Buena Pro
Estimated Time for Awarding the Bidding
Tipo de Proyecto
Type of project
2012
Rango de potencia
Power range
Pucallpa
De 35 a 40 MW
Publicación de las bases consolidadas: 18-11-2011
Publication of consolidated bidding conditions: 11-18-2011
Puerto Maldonado
De 15 a 18 MW
Versión final de los contratos: 18-11-2011
Final version of agreements: 11-18-2011
Reserva Fría
de Generación
CH Molloco
2011
Localización
Location
Arequipa
302 MW
4 Trim
1 Trim
2 Trim
3 Trim
4 Trim
Recientes cambios a los hitos del proceso
Recent changes to the process milestones
La convocatoria se realizó el 05 de junio de 2012 y
las Bases del Concurso se publicaron en la página
Web de PROINVERSIÓN
The call was made on June 05, 2012 and the
Bidding Conditions were published on PROINVERSION website
95
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Proyectos identificados en el Estudio de Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional
(EPHN)Projects Identified in the Evaluation Study of the National Hydropower Potential (EPHN)
96
Ministerio de Energía y Minas / Ministy of Energy and Mines
www.minem.gob.pe
97
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Trabajamos
para garantizar
un futuro brillante.
We are working
to guarantee a
brilliant future.
8
PORTAFOLIO DE PROYECTOS
DE TRANSMISIÓN
PORTFOLIO OF
TRANSMISSION PROJECTS
8. Portafolio de proyectos de transmisión
a. Proyectos de la Propuesta de Plan de
Transmisión
De acuerdo al primer plan, los proyectos
desarrollados con el Plan Transitorio de
Transmisión permiten la operación del sistema
de potencia que cumple con lo establecido por
norma hasta el año 2013.
En el siguiente cuadro se propone que a partir del
01 de enero de 2013 hasta el 31 de diciembre
de 2014 se ejecuten los siguientes proyectos
vinculantes:
• L.T. 500 kV Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya
- Moquegua (900 km) y subestaciones asociadas
para su puesta en operación en el año 2015, con
la finalidad de cumplir con el criterio beneficio/
costo de confiabilidad N-1. Monto estimado de
inversión de US$ 372 millones (sin incluir IGV).
• L.T. 220 KV, Azángaro - Juliaca - Puno (114 km)
y subestaciones asociadas para su puesta en
operación en el año 2015. Monto estimado de
inversión de US $69 millones (sin incluir IGV).
En la propuesta del Plan de Transmisión 20132022 se han previsto proyectos vinculantes de
repotenciaciones como incrementos de capacidad
o modificaciones de 927 km de líneas de
transmisión de 220 kV que requieren una inversión
estimada de US $3,6 millones. En el siguiente
cuadro se observan estos proyectos.
Cabe señalar que la propuesta del Plan de
Transmisión entrará en vigencia en enero de 2013.
Y en lo que respecta a los proyectos no vinculantes,
estos se revisarán en los estudios de los siguientes
planes de transmisión.
99
PORTAFOLIO TRANSMISIÓN - TRANSMISSION PORTFOLIO
8. Portfolio of Transmission Projects
a. Projects of the Proposed
Transmission Plan
According to the first plan, the projects developed under the Temporary Transmission Plan
allow for the operation of the power system in
accordance with the law until year 2013.
The list below shows the projects already
accepted that will be executed from January 01,
2013 to December 31, 2014:
• M antaro - Marcona - Nueva Socabaya Moquegua 500 kV L.T. (900 km) and related
substations for its commissioning in 2015, in
order to comply with the cost/benefit criteria
of reliability N-1. Estimated investment: US$
372 million (not including IGV).
• Azángaro - Juliaca - Puno (114 km) 220 KV LT
and substations related to the commissioning
in year 2015. Estimated investment: US $69
millions (not including IGV).
In the proposed 2013-2022 Transmission Plan,
several projects already accepted were considered for an increase of capacity or changes of
927 km 220 kV transmission lines that require an
estimated investment of US $3,6 millions.
The following table shows these projects.
The proposed Transmission Plan will become
effective in January 2013. Regarding projects not
accepted yet, they will be reviewed in the studies
for the following transmission plans.
Proyectos incluidos en la Propuesta de Plan de Transmisión 2013 - 2022
Projects included in the Proposed Transmission Plan 2013-2022
Fuente / Source: COES - SINAC - Abril 2012- Actualización del Plan de Transmisión 2013 - 2022
Instalaciones de transmisión consideradas
Transmission Facilities Included
Descripción
Description
Instalaciones nuevas
Item
Item
Upgrade
(Capacity increase)
Changes
Item
Item
Proyectos no vinculantes
Serán revisados en los estudios de los siguientes planes de transmisión
Projects not accepted yet
To be reviewed in the next transmission plans
1
L.T.Mantaro-Marcona-Nueva Socabaya 500 kV
1
L.T. Trujillo-Cajamarca 500kV
2
L.T.Nueva Socabaya - Moquegua 500kV
2
L.T. Mantaro - Nueva Yanango 500 kV
3
L.T.Azángaro-Juliaca-Puno 220 kV
3
L.T. Nueva Yuncan - Nueva Yanango 500 kV
4
S.E. Carapongo 1ª etapa
4
L.T. Nueva Yanango - Carapongo 500 kV
5
Banco de condensadores de 20 MVAR en 60 kV
en la S.E. Pucallpa.
5
L.T. Piura - Talara 220 kV (3º terna)
6
L.T. La Niña - Piura 220 kV (3º terna)
7
L.T. Tingo María - Conococha 220 kV
8
L.T. Tintaya - Azángaro 220 kV
9
S.E. Carapongo 2ª etapa
New facilities
Repotenciaciones
(incremento de capacidad)
Modificaciones
Proyectos vinculantes
A ejecutarse entre 01-01-2013 al 31-12-2014
Projects already accepted, to be executed from
01-01-2013 to 12-31-2014
6
A 250 MVA (60%) LT Pachachaca-Callahuanca 220 kV
10
Transformador 500/220 kV en Moquegua
11
Conexión de LT Chiclayo - Piura 220 kV a la S.E. La Niña
7
A 250 MVA (60%) LT Pomacocha-San Juan 220 kV
12
Conexión de LT Mantaro - Independencia 220 kV a la S.E. Huancavelica
8
A 250 MVA (60%) LT Huanza-Carabayllo 220 kV
13
Repotenciación a 75 MVA (50%) de la L.T. Aguaytia - Pucallpa 138 kV
9
A 250 MVA (60%) LT Paragsha - Vizcarra 220 kV existente
10
A 250 MVA (60%) LT Trujillo-Cajamarca 220 kV
11
A 250 MVA (30%) LT Tingo María-Vizcarra-Conococha 220 kV
100
www.minem.gob.pe
Líneas de transmisiones existentes y proyectadas en 220 y 500 kV
Existing and Estimated Transmission Lines (220 and 500 kV)
Fuente / Source: MINEM, Estadística por Regiones
DESCRIPCIÓN
DESCRIPTION
EXISTENTES PROYECTADAS
EXIXTING
FORECAST
o
CENTRAL DE EMERGENCIA / EMERGENCY PLANT
101
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
b. Proyectos en desarrollo
b. Projects under Development
Plan Transitorio
Temporary Plan
Al mes de abril de 2012 se encuentran en desarrollo nuevas líneas de
transmisión de 220 kV y 500 kV y subestaciones asociadas, las cuales
suman en total una longitud de 1 015 km, y US $441millones de monto
de inversión. Estos proyectos forman parte del Plan Transitorio de Transmisión y son el resultado de diversos procesos de licitación.
In April 2012, new 220 kV and 500 kV transmission lines and related substations
are being developed. In the aggregate, they account for a length of 1 015 km, and
US $441 millions of investment. These projects are part of the Temporary Transmission Plan and they are the result of different bidding processes.
Projects for Expansion of Existing Agreements
Proyectos por ampliación de contratos existentes
El MINEM por acuerdo de partes con las empresas de transmisión que poseen redes
en operación desarrolló adendas a los contratos existentes con la finalidad de comprometer proyectos de reforzamiento y de ampliación del sistema de transmisión.
Al mes de abril de 2012, el monto de inversión comprometida asciende a US
$74,5 millones (sin incluir IGV).
Las empresas que realizarán estas inversiones son Red de Energía del Perú
S.A. (US $87 millones) e ISA Perú S.A.
The MINEM, upon agreement with the transmission companies that have operation networks, prepared addenda to the existing agreements in order to upgrade
and expand projects for the transmission system.
As of April 2012, the committed investment reached US $74,5 millions (not including IGV).
The companies that will carry out these investments are Red de Energía del Perú
S.A. (US $87 millions) and ISA Perú S.A.
Proyectos licitados y en desarrollo según el Plan Transitorio de Transmisión
Projects Bidded and Under Development According to the Temporary Transmission Plan
Proyecto
Project
Empresa Concesionaria
Concessionaire
Longitud
Length
Km
Número
Circuitos
Number
Circuits
Capacidad
Transmisión
Operación
normal
Capacity
Transmission
normal
Operation
Puesta en Operación Comercial (POC)
Commercial Commissioning
Fecha de
suscripción
contrato de
concesión
Date of
execution of
concession
agreement
Plazo de
Ejecución
(meses)
Term of
Execution
(months)
Contractual
Contract
Con
Amplicación
de Plazos
With
extended
term
Real
Real
Situación
Status
Monto de
Inversión
Adjudicado
Investment
Amount
(US) (b)
Ubicación
Location
Líneas en 500 KV / 500 KV Lines
LT 500 KV Zapallal
(Carabayllo)-Chimbote-Trujillo
y SS.EE. Asociadas
Consorcio Transmantaro
S.A. (CTM)
530,0
1
1x600 (a)
18/02/2010
30
18/08/2012
18/12/2012
-
En desarrollo
167 500 000,0
Lima, Ancash,
La Libertad
LT 500 KV Chilca-MarconaMontalvo y SS.EE. Asociadas
Abangoa Transmisión Sur
S.A. (ATS)
872,0
1
1x700
22/07/2010
36
22/07/2013
30/12/2013
-
En desarrollo
291 027 958,0
Lima, Ica, Arequipa,
Moquegua
LT 500 KV Trujillo-Chiclayo
(La NIña) y SS.EE. Asociadas
Consorcio Trasmantaro S.A.
(CTM)
326,8
1
1x700
26/05/2011
30
-
-
-
En desarrollo
101 406 434,0
La Libertad,
Lambayeque, Piura
LT 220 KV Tintaya-Socabaya
y SS.EE. Asociadas
Transmisora Eléctrica del
Sur S.A.
207,0
2
2x200
30/09/2010
30
30/03/2013
13/07/2013
-
En desarrollo
43 568 414,5
Cusco, Arequipa
LT 220 KV Piura Oeste-Talara
y SS. EE. Asociadas
(CTM)
103,5
1
1x180
26/08/2010
24
26/08/2012
26/10/2012
-
En desarrollo
14 580 022,2
Piura
LT 220 KV Machupichu-AbancayCotaruse y SS.EE. Asociada
(CTM)
204,0
2
2x250
22/12/2010
24
22/01/2013
-
-
En desarrollo
62 545 294,0
Cusco, Apurimac
24
27/09/2012
06/04/2013
-
En desarrollo
16 407 891,0
Junín
Líneas en 220 KV / 200 KV Lines
Lineas en 220 KV Licitadas por el Comité de Inversión de MEM / 220 KV autioned by MEM Investment Committee
LT 220 KV PomacochaCarhuamayo y SS.EE. Asociadas
(CTM)
110,0
1
1x180
27/09/2010
(a) Potencia en MW.
Power in MW.
(b) Los montos de inversión no incluyen el IGV.
The investment amounts do not include the VAT.
102
www.minem.gob.pe
Proyectos de transmisión comprometidos con adendas a contratos existentes. Al mes de abril de 2012
Empresa: Red de Energía de Perú REP
Cláusula
Adicional
Novena Cláusula
(Ampliación Nº 9)
Décima Cláusula
(Ampliación Nº 10)
Décimo Primera
Cláusula
(Ampliación Nº 11)
Décimo Segunda
Cláusula
(Ampliacion Nº 12)
Décimo Tercera
Cláusula
(Ampliacion Nº 13)
Décimo Cuarta
Cláusula
(Ampliacion Nº 14)
Décimo Quinta
Cláusula
(Ampliacion Nº 15)
Primera Clausula
Adicional
Fecha de
Suscripción
de Adenda
Plazo
(meses)
Tipo de
Instalación
Fecha
P.O.C.
Situación de
Obras
Monto de
Inversión
Previsto
(US $)
Segundo Circuito Línea de Transmisión 220 kV Chiclayo OesteGuadalupe-Trujillo Norte y Ampliación de las S.E. Asociadas (Hito a)
12/11/10
16
LT y SE
31/5/12
En ejecución
12 255 818
Ampliación de la Subestación Huacho (Hito b)
12/11/10
21
SE
12/8/12
En ejecución
7 833 034
Lima
Ampliación de la Subestación Chiclayo Oeste (Hito b)
12/11/10
21
SE
12/8/12
En ejecución
4 152 204
Lambayeque
Adenda Nº 1: Ampliación de la Capacidad de Transformación de la S.E.
Guadalupe (Ampliación incluida con la adenda 1) [Ver Nota 4] (Hito d)
20/12/10
21
SE
20/9/12
En ejecución
4 508 919
La Libertad
Implementación del Reactor Serie entre las Barras
de 220 kV de las S.E. Chilca Nueva y Chilca REP
15/06/11
21
SE
15/3/13
En ejecución
4 731 811
Lima
Resistencia de Neutro del Autotransfomador de la S.E. Chilca 500/220 kV
15/06/11
16
SE
15/10/12
En ejecución
Lima
Segunda Etapa de Ampliacion de la Subestación Independencia 60 kV
15/06/11
14
SE
15/8/12
En ejecución
Ica
Cambio de la Configuración en 220 kV de Barra Simple a Doble Barra
de la Subestación Pomacocha
15/06/11
19
SE
15/1/13
En ejecución
3 580 488
Junín
Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV
Pachachaca - Pomacocha de 152 a 250 MVA
15/06/11
8
LT y SE
15/5/12
En ejecución
419 316
Junín
Cambio de Configuración en 138 kV de Barra Simple
a Doble Barra de la S.E. Tintaya
15/06/11
19
SE
15/1/13
En ejecución
1 811 726
Cusco
Cambio del Configuración "T" a "PI" del sistema de barras en 138 kV
de la SE Ayaviri (Hito a)
10/02/12
18
SE
10/8/13
En ejecución
2 179 680
Puno
Ampliación de la Capacidad de Transformación
de la Subestación Puno (Hito b)
10/02/12
21
SE
10/11/13
En ejecución
4 898 927
Puno
10/2/12
3
SE
10/5/13
En ejecución
Construcción de la S.E. Pariñas
15/05/12
21
SE
15/2/14
En ejecución
8 862 246
Piura
Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Piura
Oeste - Talara.
15/05/12
16
LT
15/9/13
En ejecución
2 133 427
Piura
Instalación de Banco de Condensadores en la SE Piura de 1x20 MVAR
15/05/12
16
SE
15/9/13
En ejecución
1 180 897
Piura
Subestación Chiclayo Sur (Reque)
27/07/12
21
SE
15/4/14
En ejecución
11 605 786
Lambayeque
Ampliación de la Capacidad de Transformación de la S.E. Trujillo Norte
27/07/12
21
SE
15/4/14
En ejecución
4 150 356
La Libertad
Paragsha II – Huánuco.
En proceso
15
LT
Huánuco
Ventanilla – Chavarría.
En proceso
19
LT
Lima
Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV San Juan - Chilca
En proceso
14
LT
Lima
Ventanilla - Zapallal
En proceso
11
LT
Lima
Pachachaca - Oroya Nueva
16/07/12
7,5
PROYECTO DE TRANSMISIÓN
Solución provisional en Subestación Puno [operación en paralelo
de transformadores T68-161 (Reserva) y T53-162 (Existente)]
26/02/13
En ejecución
Ubicación
La Libetad,
Lambayeque
Puno
203 306
Junín
(1) Se modificó y aprobó la solución propuesta originalmente en el anteproyecto de ingeniería presentado por REP. El presupuesto modificado estuvo dentro de los montos previstos en el anteproyecto.
(2) Se remitió el Oficio No. 1066-2011-MEM/DGE del 12/08/2011 dirigido a REP, con opinión favorable para la ampliación del plazo de 75 días. Se solicitó a REP emitir el borrador de la adenda.
(3) Se remitió el Oficio No. 961-2011-MEM/DGE del 25/07/2011 dejando sin efecto la ampliación de la capacidad de la LT 220 kV Chiclayo Oeste - Guadalupe - Trujillo Norte porque la modificación propuesta por REP superaba el presupuesto previsto.
(4) El 17/04/2011 se instaló de manera provisional un transformador de potencia en la S.E Guadalupe. La instalación se cumplió dentro del plazo que estaba previsto para el 20/04/2011.
103
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Transmission Projects with Addenda to Existing Agreements. As of April 2012
Company: Peru Energy Network REP
Additional Article
Ninth Article
(Expansion Nº 9)
Tenth Article
(Expansion Nº 10)
Eleventh Article
(Expansion Nº 11)
Twelfth Article
(Expansion Nº 12)
(months)
Type of
Facility
Date
P.O.C.
Status of
Works
Estimated
Investment
(US $)
12/11/10
16
LT y SE
31/5/12
Under execution
12 255 818
La Libetad,
Lambayeque
Expansion of Substation Huacho (Milestone b)
12/11/10
21
SE
12/8/12
Under execution
7 833 034
Lima
Addenda No. 1: Expansion of the Transformation capacity of S.E.
Guadalupe (Expansion included in addenda 1) [See Note 4] (Milestone d)
12/11/10
21
SE
12/8/12
Under execution
4 152 204
Lambayeque
Adenda Nº 1: Ampliación de la Capacidad de Transformación de la S.E.
Guadalupe (Ampliación incluida con la adenda 1) [Ver Nota 4] (Hito d)
20/12/10
21
SE
20/9/12
Under execution
4 508 919
La Libertad
Implementation of the Series Reactor between 220 kV Bars of S.E.
Chilca Nueva and Chilca REP
15/06/11
21
SE
15/3/13
Under execution
4 731 811
Lima
Resistance of Transformer Neutral of S.E. Chilca
15/06/11
16
SE
15/10/12
Under execution
Lima
Second Phase, Expansion of S.E. Independencia 60 kV
15/06/11
14
SE
15/8/12
Under execution
Ica
Change of Settings in 220 kV from Simple Bar to Double Bar of
Pomacocha S.E.
15/06/11
19
SE
15/1/13
Under execution
3 580 488
Junín
Expansion of the Transmission Capacity of 220 KV LT PachachacaPomachoca from 152 to 250 MVA
15/06/11
8
LT y SE
15/5/12
Under execution
419 316
Junín
Change of Settings in 138 kV from Simple Bar to Double Bar of SE
Tintaya
15/06/11
19
SE
15/1/13
Under execution
1 811 726
Cusco
Change of Settings T to PI of the Bar system in 138 kV of SE Ayaviri
(Milestone a)
10/02/12
18
SE
10/8/13
Under execution
2 179 680
Puno
Expansion of Transformation Capacity of S.E. Puno (Milestone b)
10/02/12
21
SE
10/11/13
Under execution
4 898 927
Puno
10/2/12
3
SE
10/5/13
Under execution
Construction of Pariñas S.E.
15/05/12
21
SE
15/2/14
Under execution
8 862 246
Piura
Expansion of the Transmission Capacity of 220kV LT Piura - Oeste - Talara.
15/05/12
16
LT
15/9/13
Under execution
2 133 427
Piura
Installation of Condenser Bench in SE Piura, 1x20 MVAR
15/05/12
16
SE
15/9/13
Under execution
1 180 897
Piura
Substation Chiclayo Sur (Reque)
27/07/12
21
SE
15/4/14
Under execution
11 605 786
Lambayeque
Expansion of the Transformation Capacity of S.E. Trujillo Norte
27/07/12
21
SE
15/4/14
Under execution
4 150 356
La Libertad
Expansion of the Transmission Capacity of 138 kV LT
Ventanilla – Chavarría.
In process
15
LT
Huánuco
Expansion of the Transmission Capacity of 220 kV LT San Juan - Chilca
In process
19
LT
Lima
Expansion of the Transmission Capacity of 220 kV LT Ventanilla - Chavarría.
In process
14
LT
Lima
Expansion of the Transmission capacity of LT 220 kV LT Ventanilla - Zapallal
In process
11
LT
Lima
Expansion of the Transmission capacity of LT 220 kV
Pachachaca - Oroya Nueva
16/07/12
7,5
Date of
Execution
of Addenda
Second Circuit 220 kV Transmission Line Chiclayo Oeste - Guadalupe Trujillo Norte and Expansion of Related S.E. (Milestone a)
TRANSMISSION PROJECT
Temporary Solution in Substation Puno [parallel operation of
transformers T68-161 (Stand-by) and T53-162 (Existing)]
Thirteenth Article
(Expansion Nº 13)
Fourteenth Article
(Expansion Nº 14)
Fifteenth Article
(Expansion Nº 15)
First Aditional
Clause
Term
26/02/13
Under execution
Location
Puno
203 306
Junín
(1) The solution originally proposed was amended and approved in the preliminary engineering project submitted by REP. The amended budget was included in the amounts considered in the preliminary project.
(2) Official Letter No. 1066-2011-MEM/DGE dated 08/12/2011 was sent to REP, approving the extension for 75 days. REP was requested to issue the draft of the addenda.
(3) An Official Letter No. 961-2011-MEM/DGE dated 07/25/2011 was sent, annulling the expansion of the Chiclayo Oeste - Guadalupe - Trujillo Norte 220 kV LT capacity because the amendment proposed by REP exceeded the original budget.
(4) On 04/ 17/2011 a power transformer was temporarily installed in S.E Guadalupe. The installation was performed within the schedule (04/20/2011).
104
www.minem.gob.pe
c. Proyectos en licitación
c. Projects in Bidding
En licitación
In Bidding
Por encargo del MINEM, y a través de PROINVERSIÓN, está en curso el
proceso de licitación de 03 proyectos de inversión:
Upon request of the MINEM, and through PROINVERSIÓN, there are three
investment projects in process of bidding:
• LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba y subestaciones asociadas.
• Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba 220 kV LT and
related substations
• LT 220 kV Machu Picchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y subestaciones
asociadas.
• Machu Picchu - Quencoro - Onocora - Tintaya 220 kV LT and related substations.
• LT 220 kV Moyobamba - Iquitos y las subestaciones asociadas.
• Moyobamba - Iquitos 220 kV LT and related substations.
Más información sobre el desarrollo de la licitación en www.proinversion.gob.pe
For further information on the biddings, visit www.proinversion.gob.pe
Proyectos de transmisión en proceso de licitación
Projects of transmission in bidding process
Líneas en proceso de arbitraje / Lines in Arbitration Process
Proyecto
Project
LT 220 Machu Picchu - Cotaruse (DT)
y SS.EE. Asociadas
LT 500 Mantaro - Caravelí - Montalvo
y SS.EE. Asociadas
Concessionaire
Caravelí Cataruse
Transmisora de Energía
S.A.C. (CCTE)
Longitud
Length
Km
Número
Circuitos
Number
Circuits
Capacidad
Transmisión
en Operación
Normal
Capacity
Transmission
in Normal
operation
(MVA)
204
2
2x180
761
1
1x700 (a)
Puesta en Operación Comercial
(POC) Commercial Commissioning
Fecha de
suscripción
contrato de
concesión
Date of
execution of
concession
agreement
Plazo de
Ejecución
(meses)
Term of
Execution
(months)
Contractual
Contract
Con
Amplicación
de Plazos
With
extended
term
22/08/2008
30
22/02/2011
22/08/2012
22/08/2008
30
22/02/2011
22/08/2012
Situación
Situation
En Arbitraje
In Arbitration
Monto de
Inversión
Adjudicado
Investment
amount awarded
(US$) (b)
Ubicación
Location
Cusco, Apurímac
181 011 605,0
Huancavelica,
Ayacucho, Arequipa
(a) Potencia en MW
Power in MW
(b) Los montos de Inversión no incuyen IGV
The investment amounts do not include IGV
Líneas en Proceso de Licitación a cargo de PROINVERSIÓN / Lines in process of Bidding by PROINVERSIÓN
Proyecto
Project
LT 220 Kv Carhuaquero - Cajamarca Norte
- Caclic - Moyobamba
LT 220 Kv Machu Picchu - Quencoro
- Onocora - Tintaya
LT 220 Kv Moyobamba - Iquitos
Concessionaire
En Proceso de Licitación a
cargo de PROINVERSIÓN
Lines in process of bidding
by PROINVERSION
Longitud
Length
Km
Número
Circuitos
Number
Circuits
Capacidad
Transmisión
en Operación
Normal
Capacity
Transmission
in Normal
operation
(MVA)
Fecha de
suscripción
contrato de
concesión
Date of
execution of
concession
agreement
Puesta en Operación Comercial
(POC) Commercial Commissioning
Plazo de
Ejecución
(meses)
Term of
Execution
( months)
Prevista
Planned
404
1
1x220
oct-2012
38 (c)
2015
300,6(a)
1-2 (b)
250/p.circuito
ene-2013
38 (c)
2016
613
1
145
nov-2012
48
2017
(c)
Situación
Situation
En Concurso
In Bidding
Monto de
Inversión
Adjudicado
Investment
amount awarded
(US$) (b)
Ubicación
Location
76 520 000
Cajamarca, Amazonas,
San Martín
66 909 000
Cusco
301 115 213
San Martín, Loreto
(a) Además se ha previsto un tramo de línea de 138 kV de 1,9 km para enlazar la línea con la S.E. Quencoro.
Additionally, a section of the 138 kV line of 1,9 km is planned to link the line with S.E. Quencoro.
(b) Se tiene prevista una línea en simple terna de Machu Picchu hasta Onocora y de doble terna desde Onocora a Tintaya.
A single phase line is estimated from Machu Picchu to Onocora and double phase line from Onocora to Tintaya.
(c) Según información publicada por PROINVERSIÓN.
According to information published by PROINVERSIÓN.
(d) Los montos de inversión no incluyen el IGV.
The investment amounts do not include IGV.
105
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
Datos de interés
siempre a su alcance.
Data of interest is
always available.
INFORMACIÓN
ADICIONAL
ADDITIONAL
INFORMATION
9. Información adicional
9. Additional Information
La Dirección General de Electricidad (DGE) 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, así como de contribuir a ejercer el rol
concedente a nombre del Estado para el desarrollo sostenible de las actividades eléctricas.
The Electricity General Directorate (DGE) is the technical governing body
responsible for proposing and evaluating the policy of the Electricity
Subsector, promotes the development of electrical energy generation,
transmission and distribution , as well as contributes with the role of
granting concessions on behalf of the State for a sustainable development of electricity activities.
La DGE depende jerárquicamente del Viceministerio de Energía, mientras que
sus actividades se desarrollan con el apoyo de las 03 subdirecciones que lo
conforman:
The DGE depends on the Vice-Minister of Energy, and its activities are
carried with the support of its 03 divisions:
• Dirección de Concesiones Eléctricas.
• Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica.
• Dirección de Normatividad Eléctrica.
• Electrical Concession Division.
• Division of Electricity Studies and Promotion.
• Division of Electricity Rules and Regulations
107
INFORMACIÓN ADICIONAL - ADDITIONAL INFORMATION
Dirección General de Electricidad dentro de la organización del MINEM
Electricity General Directorate in the MINEM
Fuente / Source: MINEM – DGE.
Viceministerio de Energía
Viceministerio de Minas
Viceministry of Energy
Viceministry of Mines
Dirección General
de Electricidad
Dirección General
de Hidrocarburos
Dirección General Eficiencia
Energética
Electricity General
Directorate
Hydrocarbons
General Directorate
Energy Efficiency
General Directorate
Dirección de Concesiones
Eléctricas
Dirección de Estudios
y Promoción Eléctrica
Dirección de Normatividad
Eléctrica
Electrical Concessions
Division
Division of Electricity Studies
and Promotion
Division of Electricity
Standars and Rules
Dirección General Asuntos
Ambientales Energéticos
General Directorate
of Energy - Related
Environmental Affairs
108
www.minem.gob.pe
Guía y contactos
Los resultados de las actividades de la DGE y otras
informaciones relevantes del subsector eléctrico
están publicadas en:
www.minem.gob.pe–Electricidad
Guide and Contact Data
The results of the activities of DGE and other
information relevant for the electricity subsector
are published in:
www.minem.gob.pe–Electricidad
Así por ejemplo:
• El compendio de normas legales y técnicas
vigentes.
• La prepublicación de los proyectos normativos.
• La actualización del estado actual de las concesiones eléctricas otorgadas.
• Los Documentos promotores.
• Los informativos.
• El Anuario Estadístico de Electricidad, el Mapa
Estadístico por regiones y la Evolución de los
Indicadores del Subsector Eléctrico.
It contains:
• Group of legal and technical rules in force.
• Preliminary publication of draft laws.
• Updated current status of electrical
concessions granted.
• Promoting Documents.
• Information Documents.
• Electricity Statistic Report, Statistic Map by
Regions and Evolution of Indicators of the
Electricity Subsector.
For more information on these publications, contact:
Por favor, cualquier consulta sobre las publicaciones
mencionadas a los siguientes contactos:
Contactos para los temas desarrollados en la Dirección General de Electricidad
Contact Data in the Electricity General Directorate
Concesiones eléctricas / Electrical Concessions
Temas
Area
Procedimientos de concesión eléctrica para las actividades de generación, transmisión y distribución
Electrical concession procedure for generation, transmission and distribution
Teléfono
Telephone
(511) 4111100 anexo / extension 3015
Email
aclaros@minem.gob.pe
Estudios y promoción eléctrica / Studies and Promotion of Electricity
Temas
Area
Planeamiento, estudios y estadísticas de electricidad
Electricity planning, studies and statistics
Teléfono
Telephone
(511) 4111100 anexo/extension 3040
Email
promodge@minem.gob.pe
Normatividad / Rules and Standards
Temas
Area
Estándares y normas técnicas de electricidad
Electricity related rules and standards
Teléfono
Telephone
(511) 4111100 anexo / extension 3031
Email
dne@minem.gob.pe
109
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT
INFORMACIÓN ADICIONAL - ADDITIONAL INFORMATION
Links de interés
Links of interest
MINEM
www.minem.gob.pe
Otros agentes
Other agents
DGE
FONAFE
www.minem.gob.pe
Fondo Nacional de Financiamiento del Estado
National Fund of State Financing
www.fonafe.gob.pe
DGER
www.minem.gob.pe
COES
Interconectado Nacional
Committee for the Economic Operation
of the National Interconnected System
www.coes.org.pe
ANA
Autoridad Nacional del Agua
National Water Authority
www.minag.gob.pe
OSINERGMIN
DGEE
www.minem.gob.pe
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
Supervisory Agency for Energy and Mining Investment
www.osinerg.gob.pe
INGEMMET
Instituto Nacional de Geología, Minería y Metalúrgica
National Institute of Geology, Mining and Metallurgy
www.minem.gob.pe
MINAM – OEFA
DGAAE
General Directorate of Energy-Related Environmental Affairs
www.minem.gob.pe
Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental – MINAM
Agency of Enviromental Evaluation and Auditing – MINAM
www.minam.gob.pe
SNMP
Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía
National Society of Mining, Petroleum and Energy
www.snmpe.com.pe
INDECOPI
Instituto Nacional de Defensa de la Competencia
y de la Propiedad Intelectual
Institute for the Defense of Competition and
Intellectual Property
www.indecopi.org.pe
SNI
PROINVERSIÓN
DEFENSORÍA DEL PUEBLO
INEI
www.proinversion.gob.pe
Defensoría del Pueblo
Ombudsman Office
www.defensoriadelpueblo.gob.pe
Instituto Nacional de Estadística e Informática
National Institute of Statistics and Information
www.inei.gob.pe
OGGS
Oficina de Gestión Social
www.minem.gob.pe
Sociedad Nacional de Industrias
National Society of Industries
www.sni.com.pe
110
www.minem.gob.pe
Relacionado a normas legales
Related to legal rules
DS
Decreto Supremo
Supreme Decree
Abreviaturas
Abbreviations
DL
Ley o Decreto Legislativo
Law or Legislative Decree
CH
Central Hidoroeléctrica
Hydropower Plant
LCE
Ley de Concesiones Eléctricas
Electrical Concession Law
CT
Central Termoeléctrica
Thermal Power Plant
LORG
Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos
Organic Law of Geothermal Resources
CE
Central Eólica
Wind Plant
RLORG
Reglamento de la LORG
Regulations of the LORG
CTB
Central Térmica de Biomasa
Biomass Thermal Power Plant
LGER
Ley General de Electrificación Rural
General Law of Rural Electrification
CS
Central Solar
Solar Plant
SEIA
Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambienl
National System of Environmental Impact Assessment
FV
Panel Fotovoltaico
Photovoltaic Panel
RM
Resolución Ministerial
Ministry Ruling
LT
Línea de Transmisión
Transmission Line
EM
Sector de Energía y Minas
Energy and Mines Sector
SE
Subestación Eléctrica
Electrical Substation
MINEM
SER
Sistemas Eléctricos Rurales
Rural Electrical Systems
RER
Recursos Energéticos Renovables
Renewable Energy Resources
Unidades
Units
Ctvo US$ / KW.h
Centavos de US$ por kW.h
Cents of US$ per KW.h
km
Kilómetro(s)
Kilometer(s)
KV
Unidad de tensión o voltaje
Voltage Unit
KW, MW, GW, TW
Unidades de potencia eléctrica
Electrical power units
1 TW = 1000 GW
1 GW = 1000 MW
1 MW = 1000 KW
KW.h / hab
Consumo de energía por habitante
Energy consumption per capita
KW.h, MW.h,GW.h, TW.h
Unidades de energía eléctrica
Electrical Energy Units
1 TW.h = 1000 GW.h
1 GW.h = 1000 MW.h
1 MW.h = 1000 kW.h
TJ
Unidad de energía en terajoule
Energy Unit in Terajoule
Indicadores
Indicators
TW / año (year)
Incremento de potencia eléctrica por año
Rise of electrical power per year
SEIN
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
National Interconnected Electric System
PBI / GDP
Producto Bruto Interno
Gross Domestic Product
TW.h/año (year)
Incremento de energía eléctrica por año
Rise of electrical energy per year
COES-SEIN
Alcance del COES sobre la operación del SEIN
Scope of COES in SEIN
IGV
Impuesto General a las Ventas
Value-Added Tax
US$
Dólares americanos
Dollars of the United States of America
111
DOCUMENTO PROMOTOR
PROMOTION DOCUMENT

Descargar Archivo - Ministerio de Energía y Minas

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