Ing. César Gutiérrez PeñaDirector UTILITIES PERU

Lima, 8 de marzo de 2013

COMPORTAMIENTO DE LA OFERTA Y DEMANDA DE ELECTRICIDAD

1. Normativa: Prolífica en cubrir la coyuntura

2

Normas legales

NormaFecha de

publicaciónObjeto

Ley 28832: asegura desarrollo de Generación Eléctrica

23.07.2006 Subastas.

Decreto Supremo 051-2006-EM: Precisión Ley 28832

02.09.2006Subastas 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

28.11.2006Mecanismo para uniformizar precios SEIN y sistemas aislados.

Normas legales

NormaFecha de

publicaciónObjeto

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 20.12.2007Alcances de la solución de controversias,COES.

Normas legales

NormaFecha de

publicaciónObjeto

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

Decreto Supremo 001-2008-EM: congestión ducto Camisea – Lima

05.01.2008Establecer costos marginales por congestión de ducto de gas.

Decreto Legislativo 1002: energíasrenovables

02.05.2008 Reglas para promocionar renovables.

Decreto Legislativo 1041: modificaciones diversas normas eléctricas

26.06.2008

Remuneración 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.

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

aún en épocas de avenida6

Evolución delMargen de Reserva Firme

7

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000Ja

n-0

6

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

-12

Mar

gen

de

Re

serv

a Fi

rme

MW

Margen de Reserva Firme Máxima demanda Potencia Firme

MRFO: 32.7%

MRFO: 19.4%

Fuente: OSINERGMIN

Evolución de laPotencia Firme Total

8

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

MW

Potencia Firme Total

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

Fuente: OSINERGMIN

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

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

-12

MW

Potencia Firme por tipo de generación

Renovables

Térmica

Hidro

Evolución de laPotencia Firme por tipo de generación

9Fuente: OSINERGMIN

Evolución de laPotencia Firme: Hidroeléctricas

10

2,500

2,600

2,700

2,800

2,900

3,000

3,100

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

MW

Potencia Firme: Hidroeléctricas

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

Fuente: OSINERGMIN

Evolución de laPotencia Firme: Termoeléctricas

11

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

MW

Potencia Firme: Termoeléctricas

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

Fuente: OSINERGMIN

Evolución de laMáxima Demanda

12

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

MW

Máxima demanda

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

Fuente: OSINERGMIN

3. Oferta hidroeléctrica adquirida por Electroperú

13

Potencia contratada por ELECTROPERÚ

EMPRESA PROYECTOPOTENCIA

CONTRATADAFECHA 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. 14

EMPRESAPOTENCIA

(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

15

Parámetros para el cálculo del monómico

EMPRESAPOTENCIA

MWENERGÍA

GW.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

16

Cálculo del monómico

EMPRESAPOTENCIA

(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

EMPRESAPOTENCIA

(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

17

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).

Precios a Nivel de Generación

BARRAPOTENCIA

(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

BARRAPOTENCIA

(US$/KW-mes)ENERGÍA HP(US$/MW.h)

ENERGÍA HFP(US$/MW.h)

Precios en Barra Lima 6.70 51.52 44.33

BARRAPOTENCIA

(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

18

4. Oferta 2006 – 2016Subastas generaron importantes inversiones en

generación19

Centrales de generación eléctrica2006-2012

20

Año POC Central EmpresaPotencia

(MW)Inversión (MMUS$)

MMUS$/MW MMUS$/MW

Hidro Térmica Hidro Térmica

2006C.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

Centrales de generación eléctrica2006-2012

21

Año POC Central EmpresaPotencia

(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

Centrales de generación eléctrica2013-2016

22

Año POC Central EmpresaPotencia

(MW)Inversión (MMUS$)

MMUS$/MW MMUS$/MWHidro 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

Centrales de generación eléctrica2013-2016

23

Año POC Central EmpresaPotencia

(MW)Inversión (MMUS$)

MMUS$/MW MMUS$/MWHidro 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. PUCALLPAConsorcio Energías del Perú

40 37.9 0.95

1.67 0.95C.T. PUERTO MALDONADOConsorcio 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

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

termoeléctricas en precio24

Competitividad de las hidroeléctricas:Con precio actual del Gas Natural

25

Inversión MMUS$/MW Observación

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

Hidro 2.61Corresponde 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).

Competitividad de las hidroeléctricas:Si se sincera el Gas Natural

26

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

6. Señal de Precios:El precio de mercado de corto plazo está mas barato

que la tarifa regulada27

28

0

50

100

150

200

250

mar-06

jun-06

sep-06

dic-06

mar-07

jun-07

sep-07

dic-07

mar-08

jun-08

sep-08

dic-08

mar-09

jun-09

sep-09

dic-09

mar-10

jun-10

Set-10

dic-10

mar-11

jun-11

sep-11

dic-11

mar-12

jun-12

sep-12

dic-12

USD/MW.h

MESES

Costo Marginal y Tarifa en Barra promedio mensual del SEIN Costo equivalente Barra Santa Rosa

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 LicitadosPPL 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 GeneraciónPPN 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

6. Conclusiones

30

Conclusiones

31

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.