DINÁMICA
EMPRESARIAL DEL
SECTOR ELÉCTRICO
PERUANO
2009
L. BEDOYA W.
UN POCO DE HISTORIA


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


En 1886 se inauguró la iluminación de la plaza de armas
de Lima
1900 se instalaron los primeros 4500 focos de
alumbrado público.
En 1902 se inauguró el servicio público que cubría la
demanda de 115,000 habitantes de Lima.
En 1903 se inauguró la hidroeléctrica de
Chosica con una potencia de 4,000 HP.
En 1906 se formó Empresas Eléctricas Asociadas.
Entre 1914 y 1920 la empresa elevó su capacidad a
18.400 kW, de los cuales 10 mil eran de origen
hidráulico.
Durante 50 años creció en forma normal junto con la
demanda.
En 1972 gobierno militar del General Juan Velazco
Alvarado, por el Decreto Ley 19521 las Empresas
Eléctricas Asociadas se constituyeron en
ELECTROLIMA S.A., ese mismo año, el 5 de setiembre
de 1972 mediante el Decreto Ley Nº 19521, Ley
Normativa de Electricidad se creo ELECTROPERU
como empresa pública del sector eléctrico.
EL INICIO
DEL ESTADO GERENTE ….
Estado Gerente
Construcción
Promoción
Regulación
Control
Operación
MAS HISTORIA

En la década de los 70 el gobierno militar basándose en las
centrales hidroeléctricas creó dos sistemas interconectados,
el sistema centro norte y el sistema sur.

En la década de los 80 con la cooperación alemana (GTZ) se
efectuó el estudio del potencial hidroeléctrico del Perú.

En concordancia con el objetivo de descentralización del país, y en
cumplimiento de la Ley en el año 1984, ELECTROPERU S.A.
transfiere a las recién creadas Empresas Regionales la actividad de
distribución de energía, convirtiéndose en Empresa Matriz del SubSector Eléctrico, poseedora de la totalidad de acciones del Estado,
responsable del Planeamiento y Equipamiento de la infraestructura
eléctrica, a través de la elaboración del Plan Maestro de
Electricidad, Estudios y Ejecución de obras de Generación,
Transmisión y Ampliación de la Frontera Eléctricas
ELECTROPERU A INICIOS DE 1,990
Electro Norte
Electrolima
Electro Norte
Medio
Electro Nor
Oeste
ELECTROPERU S.A.
Empresa Matriz *
Centrales de Generación:
Santa Rosa, Huinco
Matucana, Callahuanca
Moyopampa, Huampani
•Centrales de Generación : Mantaro,
Restitución,Cañon del Pato, Carhuaquero, Cahua, Aricota
•Sistema
de
Transmisión
Multiregional (SICN)
Electro Centro
Electro Sur Este
Electro Sur
Electro Oriente
Electro Sur
Medio
Soc. Eléctrica
Sur Oeste Central de
Generación:
Charcani V
*Ley General de Electricidad Nº 23406, leyes del proceso de regionalización, D.L. Nº 597 y D.S. 147-90,

A partir de la década de los 90 cambian los modelos
económicos, se reducen las empresas públicas y el
estado, se produce la privatización en el sector eléctrico
que tenía como objetivo fomentar una mayor eficiencia y
la inversión básicamente privada para superar los
crónicos déficits entre la oferta y demanda que existían
en la década previa. La guerra interna que sacudía el
país, con la sistemática destrucción de torres de
electricidad, la descapitalización de las empresas del
Estado, más las tarifas subsidiadas como parte de una
decisión de política de Estado, habían hecho colapsar el
sistema eléctrico nacional bajo responsabilidad estatal.
De allí, la decisión de privatizar las empresas estatales
de electricidad, previo ajuste tarifario, fomentando la
fragmentación entre las actividades de generación,
transmisión y distribución.
EL CAMBIO
…. AL ESTADO DIRECTOR
Sector Privado
Promoción
Inversión
Administración
Estado
Promoción
Regulación
Control
NUEVA ESTRUCTURA




Dependiendo del Ministerio de Energía y Minas, la Dirección
General de Electricidad (DGE) es el órgano encargado de promover
y/o expedir la normatividad de las actividades de generación,
transmisión, distribución y comercialización de electricidad.
El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG) es
el ente encargado de la fiscalización de la calidad de los servicios y
el cumplimiento de la normatividad.
La Gerencia Adjunta de la Regulación de Tarifas (GART) establece
las tarifas públicas y su aplicación.
Hasta el año 2000 existía el Sistema Interconectado Centro Norte
(SICN) y el Sistema Interconectado del Sur (Sisur); a partir de esa
fecha éstos se integraron conformando el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN).
El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) es el
órgano que coordina, planifica y organiza la operación del SEIN al
mínimo costo, garantizando la seguridad y calidad del
abastecimiento de energía eléctrica).
Estructura institucional actual del sector eléctrico
- Agrupa a
generadores,
transmisores y
usuarios
- Responsable de la
operación del sistema
a mínimo costo
- Regulador y
fiscalizador
- Establece
tarifas
- Resuelve
controversias
entre
participantes
GENERACIÓN
TRANSMISIÓN
- Órgano
normativo y
concedente
DISTRIBUCIÓN
CLIENTE LIBRE
DISTRIBUIDOR
DISTRIBUCIÓN
EN BT
MERCADOS
 Distribuidoras
(tarifa regulada)
 Libre
(>1MW tarifa
libre)
 Concesión
exclusiva
 Tarifa
regulada
CLIENTE LIBRE
GENERADOR
 Concesión exclusiva
 Clientes
- Regulados
(Tarifa regulada por
sectores típicos)
 Libre
(>1MW tarifa libre)
Cada actividad es diferente por el nivel de riesgo asumido; por lo tanto
no se debe aplicar normas generales en los sub-sectores

Así, por ejemplo Electrolima, la gran empresa
eléctrica responsable de generar, abastecer y
distribuir electricidad a la ciudad capital, fue
privatizada a inicios de los años noventa,
surgiendo tres empresas: Edegel encargada
de la generación, Edelnor, y Luz del Sur
Empresas de distribución eléctrica
EDEGEL
GENERACIÓN

ELECTROLIMA
EDELNOR
DIST..ZONA NORTE
DE LIMA
LUZ DEL SUR
DIST. ZONA SUR
DE LIMA
Al margen de los beneficios que se otorgaron en la
privatización, este proceso en el sector eléctrico no pudo
terminarse, se detuvo la transferencia al sector privado
de empresas rentables como Electroperú, de Egasa
(Charcani), Egesur (Aricota), y algunas empresas de
distribución, todavía bajo gestión estatal. Así, el
levantamiento del pueblo arequipeño en el primer semestre
del 2002 señaló el cambio de rumbo del proceso
privatizador.
EVOLUCION DE LA POTENCIA INSTALADA
POR SECTOR
Potencia instalados en el sistema nacional (MW)
1972
Privado
Potencia Instalados en el sistema nacional (MW)
1994
Privado
0%
30%
100%
70%
Estatal
Potencia instalados en el sistema nacional (MW)
1999
Estatal
Potencia instalados en el sistema nacional (MW)
JULIO 2009
Estatal
Privado
29.0%
63%
37%
Estatal
71.0%
Privado


Para poder asegurar el crecimiento económico del país
se requiere la dotación de energía en calidad,
oportunidad y precio. Acelerar el cambio de la matriz
energética, utilizando intensivamente los recursos más
abundantes como la hidroenergía y las energías
renovables no convencionales. Apostar por un uso
racional del gas natural que supone utilizar las térmicas
de ciclo combinado, con el debido respeto ambiental y
social.
Sincerar los precios del gas natural tan baratos que
desestimulan la construcción de centrales hídricas, y
que con precios en boca de pozo menores a US$ 1.50
por millón de BTU, constituye un subsidio económico, es
decir, una transferencia de riqueza a sectores
empresariales eléctricos que queman gas barato,
desperdiciando calor, y venden electricidad cara.
COMO ANDA LA RENTABILIDAD

En su conjunto la tasa de la rentabilidad operativa es del
29%, pero en verdad una estimación más cercana de la
rentabilidad de una empresa está determinada por la
Generación Interna de Recursos (GIR), que mide la utilidad
operativa más las sumas deducidas y cargadas al costo de
ventas por concepto de depreciaciones y amortizaciones más
las provisiones diversas. En total vemos que la Generación
Interna de Recursos de las empresas de generación
eléctrica bordea el 42%.

Esto significa que de cada 100 nuevos soles de ingresos, 42
están constituidos por las utilidades operativas antes del
abono del impuesto a la renta y participaciones de
trabajadores (5%), y por los cargos por las depreciaciones
más amortizaciones que constituyen un recupero del capital
invertido. Esto asegura una alta rentabilidad superior a la
existente en Europa, USA y países vecinos.

Las seis primeras empresas de generación
eléctrica con las mayores tasas de rentabilidad
operativa son privadas, de transnacionales que
operan en el sector. Para el 2006 que fue
considerado un “mal año” para las empresas, la
tasa de rentabilidad operativa de Electroandes
(PSEG) fue del 53%, de Sinersa del 54%, de la
empresa de generación Eléctrica de Piura
(Endesa) 30%, Egenor (Duke Energy) obtuvo
26%, Enersur (Suez Energy) 33% y Cahua de la
estatal noruega SN Power con una tasa de 20%.
Es decir, en un año supuestamente negativo la
tasa de rentabilidad operativa fue del 29.5% tal
como se puede observar en el cuadro “Ranking
por Rentabilidad Operativa según Empresa
Generadora de Energía Eléctrica”

Actualmente la misión del Ministerio es asegurar el
abastecimiento de energía eléctrica a toda la nación,
promoviendo la inversión privada, hasta el momento, el
proceso de privatización del sector eléctrico peruano lleva 174
documentos legislativos, entre leyes y decretos, que aseguran la
operación y el paquete de reformas al sector para que el estado
quede como ente regulador.

Por tanto, si se tiene una alta rentabilidad existe la
necesidad de negociar estratégicamente con las empresas
privadas mayores compromisos de inversión, o en su
defecto potenciar la inversión estatal. Si se tiene presente que
una central hídrica demora más de ocho años en su
construcción, se debe ser consciente que las decisiones de hoy
tendrán sus consecuencias a futuro, por tanto sería deseable
aprovechar en los mejores términos el respiro que nos ofrece
la crisis internacional, teniendo siempre en cuenta que la
“energía más cara es la que no se tiene”.
SITUACIÓN ACTUAL
POTENCIA EFECTIVA VIGENTE EN EL COES - MW
JULIO 2009
1,584.7
29.0%
3,870.5
71.0%
HOY COMO ESTAMOS
Bajas reservas, están mejorando se han puesto en servicio
varios proyectos:
 TG Oquendo: 30 MW May-09
 CT Trujillo: 60 MW Jul-09
 CH Poechos y Repot Pariac: 18 MW Jul-09
 TG Calana: 26 MW Jul-09
 TG Mollendo: 73 MW Jul-09
 TG Kallpa 2: 176 MW Jul-09
 TG Chilca 3: MW 176 Ago-09 (al 50% por falta de gas)

Total 558 MW
A corto plazo entran en servicio:
 CH Platanal: 220 MW Nov-09
 TG8 Santa Rosa: 176 MW Ago-09
 TG Paita: 30 MW Feb-10
 TG Kallpa 3: 176 MW Ago-10
 Total 602 MW
La incertidumbre con el gas es una debilidad en el caso de
estas dos térmicas.
 Se está comprando 500MW con generación hidráulica.
 Se espera una recuperación en el precio de los
minerales con lo que aumentaría la inversión minera y
por consiguiente la demanda eléctrica, hay 24,000 MM
de dólares en proyectos mineros esperando.
ENERGÍA PRODUCIDA EN EL SEIN (COES) - GWh
ENERO - JULIO 2009
665.2
3.9%
736.6
4.3%
562.2
3.3%
319.1
1.9%
246.6
1.4%
90.2 41.8
0.5% 0.2%
101.4
0.6%
10.9
0.1% 0.7
0.0%
4,115.2
24.1%
1,374.8
8.0%
472.6
2.8%
437.8
2.6%
59.3
0.3%
2,570.7
15.0%
ELECTROPERU
EGESUR
KALLPA
EEPSA
SANTA CRUZ
433.1
2.5%
4,863.1
28.4%
SAN GABAN
EDEGEL
ELECTROANDES
SDF
GEPSA
EGEMSA
ENERSUR
TERMOSELVA
CORONA
EGASA
EGENOR
CAHUA/CNP
SHOUGESA
21
Fuente: COES
POTENCIA EFECTIVA VIGENTE EN EL COES - MW
JULIO 2009
177.4
3.3%
175.6
3.2%
130.7
2.4%
29.4
91.3 64.3
0.5%
1.7% 1.2%
19.6
0.4%
6.2
0.1%
0.0
0.0%
989.8
18.1%
371.5
6.8%
324.2
5.9%
121.5
2.2%
88.8
1.6%
501.4
9.2%
835.6
15.3%
ELECTROPERU
EGESUR
KALLPA
CAHUA/CNP
1,467.4
26.9%
EGASA
EDEGEL
ELECTROANDES
SHOUGESA
SAN GABAN
ENERSUR
TERMOSELVA
SDF
EGEMSA
EGENOR
EEPSA
CORONA
60.4
1.1%
4000
3600
3400
2800
1200
1000
00:15
00:30
00:45
01:00
01:15
01:30
01:45
02:00
02:15
02:30
02:45
03:00
03:15
03:30
03:45
04:00
04:15
04:30
04:45
05:00
05:15
05:30
05:45
06:00
06:15
06:30
06:45
07:00
07:15
07:30
07:45
08:00
08:15
08:30
08:45
09:00
09:15
09:30
09:45
10:00
10:15
10:30
10:45
11:00
11:15
11:30
11:45
12:00
12:15
12:30
12:45
13:00
13:15
13:30
13:45
14:00
14:15
14:30
14:45
15:00
15:15
15:30
15:45
16:00
16:15
16:30
16:45
17:00
17:15
17:30
17:45
18:00
18:15
18:30
18:45
19:00
19:15
19:30
19:45
20:00
20:15
20:30
20:45
21:00
21:15
21:30
21:45
22:00
22:15
22:30
22:45
23:00
23:15
23:30
23:45
00:00
DIAGRAMA DE CARGA DEL DIA DE MAXIMA DEMANDA DEL
SEIN (ENERO - JULIO DE 2009)
4200
MW
Día 2009-04-22 18:45 hrs; 4179,96 MW
3800
PETROLEO
CARBON
3200
3000
2600
GAS NATURAL
2400
2200
2000
1800
1600
1400
HIDRAULICO
800
600
400
200
0
Horas
Fuente: Data COES
MUCHAS GRACIAS
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