Ing. César Gutiérrez PeñaDirector UTILITIES PERU

Lima, 8 de marzo de 2013

COMPORTAMIENTO DE LA OFERTA Y DEMANDA DE ELECTRICIDAD

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1. Normativa: Prolífica en cubrir la coyuntura

Normas legales

Norma Fecha de publicación Objeto

Ley 28832: asegura desarrollo de Generación Eléctrica 23.07.2006 Subastas.

Decreto Supremo 051-2006-EM: Precisión Ley 28832 02.09.2006 Subastas a menos de 3 años con contratos a

no menos de 5.

Resolución Ministerial 552-2006-MEM/DM: Plan Transitorio de Transmisión período 2007 – 2008

20.11.2006 Presenta proyectos a corto plazo.

Decreto Supremo 069-2006-EM: Compensación Sistemas Aislados 28.11.2006 Mecanismo para uniformizar precios SEIN y

sistemas aislados.

Normas legales

Norma Fecha de publicación Objeto

Decreto de Urgencia 035-2006: carencia en contratos generador – distribuidor

16.12.2006 COES asigna retiros sin contratos.

Ley 28958: Instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión 20.01.2007 PROINVERSION puede conducir proceso.

Decreto Supremo 036-2007-EM: gastos de procesos de subasta 12.07.2007 Prorratear gastos entre demandantes.

Ley 29162: sustituciones a Ley 28832 20.12.2007 Alcances de la solución de controversias, COES.

Normas legales

Norma Fecha de publicación Objeto

Ley 29179: seguridad energética 03.01.2008 Asignación de demanda para generadores.

Decreto Supremo 001-2008-EM: congestión ducto Camisea – Lima 05.01.2008 Establecer costos marginales por congestión

de ducto de gas.

Decreto Legislativo 1002: energías renovables 02.05.2008 Reglas para promocionar renovables.

Decreto Legislativo 1041: modificaciones diversas normas eléctricas

26.06.2008Remuneración por Potencia Firme solo los que tengan garantizado suministro de combustible.Asignación de cuotas de gas en restricción.

Decreto Supremo 003-2011-EM: suscripción contratos electricidad por parte de distribuidoras

18.02.2011 Permite que Electroperú compre.

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2. Evolución de la Oferta y Demanda:Ha habido márgenes de reserva menores al normado, aún en épocas de

avenida

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Evolución delMargen de Reserva Firme

Jan-06

May-06

Sep-06

Jan-07

May-07

Sep-07

Jan-08

May-08

Sep-08

Jan-09

May-09

Sep-09

Jan-10

May-10

Sep-10

Jan-11

May-11

Sep-11

Jan-12

May-12

Sep-120

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Margen de Reserva Firme Máxima demanda Potencia Firme

MW

Mar

gen

de R

eser

va F

irm

e

MRFO: 32.7%

MRFO: 19.4%

Fuente: OSINERGMIN

8

Evolución de laPotencia Firme Total

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

Potencia Firme Total

2012201120102009200820072006

MW

Fuente: OSINERGMIN

9

Jan-06

May-06

Sep-06

Jan-07

May-07

Sep-07

Jan-08

May-08

Sep-08

Jan-09

May-09

Sep-09

Jan-10

May-10

Sep-10

Jan-11

May-11

Sep-11

Jan-12

May-12

Sep-120

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

Potencia Firme por tipo de generación

RenovablesTérmicaHidroMW

Evolución de laPotencia Firme por tipo de generación

Fuente: OSINERGMIN

10

Evolución de laPotencia Firme: Hidroeléctricas

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov2,500

2,600

2,700

2,800

2,900

3,000

3,100

Potencia Firme: Hidroeléctricas

2012201120102009200820072006

MW

Fuente: OSINERGMIN

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Evolución de laPotencia Firme: Termoeléctricas

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov1,500

1,700

1,900

2,100

2,300

2,500

2,700

2,900

3,100

3,300

3,500

Potencia Firme: Termoeléctricas

2012201120102009200820072006

MW

Fuente: OSINERGMIN

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Evolución de laMáxima Demanda

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

Máxima demanda

2012201120102009200820072006

MW

Fuente: OSINERGMIN

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3. Oferta hidroeléctrica adquirida por Electroperú

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Potencia contratada por ELECTROPERÚ

EMPRESA PROYECTO POTENCIA CONTRATADA

FECHA DE INICIO

Consorcio Generación Pucará Pucará 60 MW 01/01/2016

Empresa de Generación Huallaga S.A. Chaglla 284 MW 01/10/2016

Cerro del Águila S.A. Del Águila 200 MW 01/01/2016

Licitación Pública Internacional. Proyecto: “Energía de Centrales Hidroeléctricas”Los Contratos se firmaron entre mayo y julio de 2011 y tienen una duración de 15 años.

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EMPRESA POTENCIA(US$/KW-mes)

ENERGÍA HP(US$/MW.h)

ENERGÍA HFP(US$/MW.h)

Consorcio Generación Pucará 5.95 57.58 46.67

Empresa de Generación Huallaga S.A. 5.95 54.11 43.64

Cerro del Águila S.A. 5.95 60.59 48.86

Precios ofertados

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Parámetros para el cálculo del monómico

EMPRESA POTENCIAMW

ENERGÍAGW.h

Consorcio Generación Pucará 60 367.92

Empresa de Generación Huallaga S.A. 284 1,741.49

Cerro del Águila S.A. 200 1,226.40

TOTAL 544 3,335.81

PARÁMETROS VALORES

Factor de carga 0.70

Horas 8,760

Factor de Punta 0.215

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Cálculo del monómico

EMPRESA POTENCIA (MUS$)

ENERGÍA (MUS$)

Consorcio Generación Pucará 4,284.00 18,033.84

Empresa de Generación Huallaga S.A. 20,277.60 79,918.71

Cerro del Águila S.A. 14,280.00 63,014.82

TOTAL 38,841.60 160,967.37

EMPRESA POTENCIA (US$/MW.H)

ENERGÍA(US$/MW.H)

MONÓMICO(US$/MW.H)

Consorcio Generación Pucará 11.64 49.02 60.66

Empresa de Generación Huallaga S.A. 11.64 45.89 57.53

Cerro del Águila S.A. 11.64 51.38 63.03

La variable de competencia en subastas en el precio de la energía. Para poder colocar lo comprado, Electroperú tiene que competir con un precio de energía de 45.77 US$/MWh (Actual de Mercado).

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Precios a Nivel de Generación

BARRA POTENCIA(S/./kW-mes)

ENERGÍA HP(ctm S/./kW.h)

ENERGÍA HFP(ctm S/./kW.h)

Precios en Barra Lima 17.33 13.33 11.47

BARRA POTENCIA(US$/KW-mes)

ENERGÍA HP(US$/MW.h)

ENERGÍA HFP(US$/MW.h)

Precios en Barra Lima 6.70 51.52 44.33

BARRA POTENCIA (US$/MW.H)

ENERGÍA(US$/MW.H)

MONÓMICO(US$/MW.H)

Precios en Barra Lima 11.63 45.77 57.40

Resolución N° 008-2013-OS/CD: Precio a Nivel Generación actualizado a marzo de 2013FA = 1.0277TC Mar-13: 2.587

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4. Oferta 2006 – 2016Subastas generaron importantes inversiones en generación

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Centrales de generación eléctrica2006-2012

Año POC Central Empresa Potencia (MW)

Inversión (MMUS$)

MMUS$/MW MMUS$/MW

Hidro Térmica Hidro Térmica

2006 C.T. VENTANILLA - ETEVENSACiclo Combinado – GN ENDESA 180 100 0.56 0.56

2007

C.T. CHILCA I (2 x 180 MW)Ciclo Simple - GN (Chilca) ENERSUR 360 216 0.60

0.53C.T. KALLPA I (1 x 180 MW)Ciclo Simple - GN (Chilca)

KALLPA GENERACIÓN 180 73 0.40

2009

C.T. OQUENDOCogeneración - GN (Lima) SdF ENERGÍA 30 23 0.77

0.55C.T. KALLPA IICiclo Simple - GN (Chilca)

KALLPA GENERACIÓN 194 90 0.47

C.T. CHILCA ICiclo Simple - GN (Chilca) ENERSUR 200 120 0.60

2010

C.H. EL PLATANAL(Cañete) CELEPSA 220 350 1.59

1.59 0.48

C.T. KALLPA IIICiclo Simple - GN (Chilca)

KALLPA GENERACIÓN 198 100 0.51

C.T. LAS FLORESCiclo Simple - GN (Chilca) EGENOR 193 110 0.57

C.T. PISCO (2x35 MW)EGASA - GN (Pisco) EGASA 70 8 0.12

C.T. INDEPENDENCIA (4x6 MW)EGESUR - GN (Pisco) EGESUR 24 14 0.56

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Centrales de generación eléctrica 2006-2012

Año POC Central Empresa Potencia (MW)

Inversión (MMUS$)

MMUS$/MW MMUS$/MW

Hidro Térmica Hidro Térmica

2011

C.T. HUACHIPACogeneración - GN - (Lima) ILLAPU ENERGY 14 14 1.03

2.18 1.03C.H. PIAS I(Pataz - La Libertad) AGUAS Y ENERGÍA 13 28 2.18

2012

C.T. KALLPA IV*

Ciclo Combinado - GN (Chilca)KALLPA GENERACIÓN 864 658 0.76

0.81

C.T. MAPLE-ETANOL(Piura) MAPLE 35 23 0.64

C.T. TABLAZO(Paita)

SUDAMERICANA DE ENERGÍA (SdE) 30 23 0.75

C.T. CHILCA 1*Ciclo Combinado - GN (Chilca) ENERSUR 822 710 0.86

*Las C.T. Ciclo Combinado Kallpa y Chilca consideran la potencia e inversión acumuladas.Fuente: OSINERGMIN

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Centrales de generación eléctrica 2013-2016

Año POC Central Empresa Potencia (MW)

Inversión (MMUS$)

MMUS$/MW MMUS$/MW

Hidro Térmica Hidro Térmica

2013

C.T. CHILCACiclo Combinado - GN (Chilca) FENIX POWER PERÚ 534.3 700 1.31

1.69 0.77

C.H. HUANZA(Santa Eulalia-Lima)

EMPRESA GENERACIÓN HUANZA

91 145 1.59

PLANTA TALARA (1x 200 MW) EEPSA 200 106.4 0.53

PLANTA ILO ENERSUR 564 220.4 0.39

C.T. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS Ciclo Simple - GN (Chilca)

TERMOCHILCA 196 128.5 0.66

C.H. CENTAURO I y III(Ancash)

CORPORACIÓN MINERA PERÚ

25 50.6 2.02

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Centrales de generación eléctrica 2013-2016

Año POC Central Empresa Potencia (MW)

Inversión (MMUS$)

MMUS$/MW MMUS$/MW

Hidro Térmica Hidro Térmica

2014

C.H. MACHUPICCHU II(Cuzco) EGEMSA 102 148.8 1.46

1.70 0.57

PLANTA ETEN (1x220 MW) COBRA-ENERSA 200 113 0.57

C.H. SANTA TERESA(Cuzco) LUZ DEL SUR 91 154.5 1.70

C.H. QUITARACSA(Huallanca) ENERSUR 112 250 2.23

C.H. CHEVES(Huaura-Lima)

EMPRESA DE GEN. ELÉCTRICA CHEVES - SN POWER

168 249.5 1.49

2015

C.T. PUCALLPA Consorcio Energías del Perú 40 37.9 0.95

1.67 0.95C.T. PUERTO MALDONADO Consorcio Energías del Perú 18 17.1 0.95

C.H.MARAÑON(Junín)

HIDROELECTRICA MARAÑÓN S.R.L. 96 160 1.67

2016

C.H. PUCARÁ(Cuzco)

EMPRESA DE GEN.HIDROELÉCTRICA DEL CUSCO

150 360 2.40

2.61 -C.H. CERRO DEL AGUILA(Huancavelica) CERRO DEL ÁGUILA 402 910 2.26

C.H. CHAGLLA(Huánuco)

EMPRESA DE GEN. HUALLAGA 406 1232.6 3.04

Fuente: OSINERGMIN

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5. Competitividad de las hidroeléctricas:Hidroeléctricas no pueden competir con

termoeléctricas en precio

25

Competitividad de las hidroeléctricas:Con precio actual del Gas Natural

Inversión MMUS$/MW Observación

Térmica 1.31 Corresponde a la C.T. CHILCA - Ciclo Combinado (FENIX POWER PERÚ).Puesta en Operación Comercial: 2013.

Hidro 2.61 Corresponde al promedio ponderado de las C.H. cuya POC está programada para el 2016.

MMUS$/MW-año

CAPEX1/ OPEX2/ Gas Natural3/ Total

Térmica 0.18 0.05 0.19 0.42

Hidro 0.35 0.10 0.00 0.45

1/Calculado a un WACC de 12% y un horizonte de 20 años.2/4% del monto de la inversión.3/Asumiendo la siguiente relación consumo de GN - potencia: MMPCDx7=MW.PGN: 3.604 US$/MMBTU (Marzo 2013).

26

Competitividad de las hidroeléctricas:Si se sincera el Gas Natural

MMUS$/MW-año

CAPEX1/ OPEX2/ Gas Natural3/ Total

Térmica 0.18 0.05 0.26 0.49

Hidro 0.35 0.10 0.00 0.45

1/Calculado a un WACC de 12% y un horizonte de 20 años.2/4% del monto de la inversión.3/Asumiendo la siguiente relación consumo de GN - potencia: MMPCDx7=MW.PGN: 4.953 US$/MMBTU (Marzo 2013).

Impacto del cambio del Precio Gas Natural en la tarifa eléctrica

Factor de Ajuste Precio de Energía 85% Gas Natural

Precio de Energía +32%

Monómico a Nivel de Generación +25%

Monómico a Usuario Final +11%

Variación Ingresos de Pluspetrol

(US$/MMBTU)

Precio actual 3.60

Nuevo precio 4.95

Diferencia 1.35

MMUS$/año (300 MMPCD) 147.72

27

6. Señal de Precios:El precio de mercado de corto plazo está mas barato que la tarifa regulada

28

mar-06

abr-06

may-06

jun-06

jul-06

ago-06

sep-06

oct-06

nov-06

dic-06

ene-07

feb-07

mar-07

abr-07

may-07

jun-07

jul-07

ago-07

sep-07

oct-07

nov-07

dic-07

ene-08

feb-08

mar-08

abr-08

may-08

jun-08

jul-08

ago-08

sep-08

oct-08

nov-08

dic-08

ene-09

feb-09

mar-09

abr-09

may-09

jun-09

jul-09

ago-09

sep-09

oct-09

nov-09

dic-09

ene-10

feb-10

mar-10

abr-10

may-10

jun-10

jul-10

ago-10

Set-10

oct-10

nov-10

dic-10

ene-11

feb-11

mar-11

abr-11

may-11

jun-11

jul-11

ago-11

sep-11

oct-11

nov-11

dic-11

ene-12

feb-12

mar-12

abr-12

may-12

jun-12

jul-12

ago-12

sep-12

oct-12

nov-12

dic-12

0

50

100

150

200

250Costo Marginal y Tarifa en Barra promedio mensual del SEIN

Costo equivalente Barra Santa Rosa

MESES

USD/MW.h

COSTO MARGINAL

TARIFA EN BARRA

COSTO MARGINAL MEDIA MÓVIL

Costo Marginal y Tarifa en Barra

29

Tarifa en Barra PPM PEMP PEMF Precio

Al 04/03/2013 S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h S/./MW.h US$/MW.h

Lima 17.00 11.63 10.61 137.65 53.21

Precios Licitados PPL PELP PELF Precio

Al 04/03/2013 S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h S/./MW.h US$/MW.h

Lima 16.35 14.53 11.93 152.91 59.11

Precios a Nivel de Generación PPN PENP PENF Precio

Al 04/03/2013 S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h S/./MW.h US$/MW.h

Lima 17.33 13.33 11.47 148.49 57.40

Precios a nivel de generación

30

6. Conclusiones

31

Conclusiones

1. El mercado ha funcionado:

a. Hay oferta suficiente.

b. Los precios se han caído.

2. Los inversores buscarán mercados de igual riesgo, pero de mayor precio.

3. Necesitamos crear un marco normativo para garantizar la compra de generación hidroeléctrica.