1 Alvaro Quijandr Alvaro Quijandr í í a Fern a Fern á á ndez ndez Socio Socio - - APOYO Consultor APOYO Consultor í í a a XXVIII Convenci XXVIII Convenci ó ó n Minera n Minera 13 setiembre, 2007 13 setiembre, 2007 Energ Energ í í a el a el é é ctrica: ctrica: ¿ ¿ Cuello de botella u oportunidad de Cuello de botella u oportunidad de inversi inversi ó ó n? n?
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Norte Monterrico Metals - Rio Blanco Piura 220kV Piura 2012 70Minera Yanacocha - Minas Conga Cajamarca 220kV Cajamarca 2011 70La Asunción Negociación Minera S.A. - Galeno Cajamarca 220kV Cajamarca 2011 116Shougang Hierro Peru Marcona 220kV Ica 2010 11Muelle Sur - Callao Chavarria 220kV Lima 2008 15Mitsui Minining & Smelting - Pallca Huanuco 138kV Huánuco 2012 25Sociedad Minera El Brocal - San Gregorio Paragsha 138kV Pasco 2012 25Peru Copper Syndicate - Toromocho Toromocho 220kV Junín 2012 100Minera Pampa de Cobre - Exploraciones Varias Socabaya 138kV Arequipa 2010 3Sociedad Minera Berenguela - Proyecto Berenguela Puno 138kV Puno 2012 8Southern Peru Copper Corp - Los Chancas Abancay 138kV Apurímac 2012 20Minera Quellaveco - Quellaveco Moquegua 220kV Moquegua 2010 21Southern Peru - Tía Maria Moquegua 220kV Moquegua 2012 50Xstrata Peru - Las Bambas MachuPicchu 138kV Cusco 2010 65
Sur
Centro
Norte Medio
Centro
ESCENARIO CONSERVADOR
PROYECTOS ADICIONALES EN ESCENARIO MEDIO
PROYECTOS ADICIONALES EN ESCENARIO OPTIMISTA
Norte Medio
Centro
Sur
Norte Medio
Sur
8
1/Los valores porcentuales indican la tasa de crecimiento anual en el 2006.Fuente: OSINERGMIN
La demanda crece en forma diferenciada por zonas geográficas
Norte: 710 GWh
Norte medio: 3 011 GWh
Centro: 14 387 GWh
Sur: 3 835 GWh
Zona norte
8,8%
Zona norte medio
9,8%
Zona centro
7,6%
Zona sur
6,6%
DEMANDA DE ELECTRICIDAD Y TASA DE CRECIMIENTO POR ZONA 1/2006
Demanda por zona
LIMA11 033 GWh
7,4%
9
… mientras se observan problemas de congestionamiento en el sistema de transmisión
Circuito Paramonga -
ChimboteCampo
Armiño -Socabaya
Lima -Chilca
10
La congestión resulta en incrementos en los costos marginales.
COSTOS MARGINALES POR BLOQUES HORARIOSEne. 06 – Ago. 07
* Cifras preliminares.Fuente: OSINERGMIN
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
18.0En
e-06
Feb-
06
Mar
-06
Abr
-06
May
-06
Jun-
06
Jul-0
6
Ago
-06
Sep-
06
Oct
-06
Nov
-06
Dic
-06
Ene-
07
Feb-
07
Mar
-07
Abr
-07
May
-07
Jun-
07*
Jul-0
7*
Ago
-07*
Ctv
US
$/kW
.h
Punta F. Punta Ponderado
11
Potencia (aprox.)
Inver-sión
MW MM US$
Kallpa - TG 1 ciclo simple Térmica 170 n.a. Kallpa Generación (Israel Corp.) Lima 2007 En operaciónChilca - TG 2 ciclo simple Térmica 170 n.a. Enersur (Suez Energy) Lima 2007 En operación
340Santa Rosa - CC Térmica 170 75 Edegel (Endesa) Lima 2009 Ofertas en análisisKallpa - TG 2 Térmica 170 75 Kallpa Generación (Israel Corp.) Lima 2009 EstudiosChilca - TG 3 CC Térmica 170 80 Enersur (Suez Energy) Lima 2009 Construccción adjudicadaTG1 ciclo simple Térmica 170 75 Egenor (Duke Energy) Lima 2010 EstudiosEl Platanal Hidráulica 220 246 Cementos Lima Lima 2009-2010 Construcción/ reformulaciónC.H. Machu Picchu II Hidráulica 71 41 Egemsa Cusco 2010-2011 Licitación para construcción
971Traslado de Turbogas Térmica 71 8 Egasa Arequipa 2008 EIA aprobadoTurbogas Tumbes - Norte Térmica 150 42 BPZ Energy Tumbes 2009 EstudiosTG1 ciclo simple Térmica 170 75 Electroandes (en proceso de venta) Lima 2010 EIA aprobadoTG1 ciclo simple Térmica 170 n.a. Electroperú Lima 2010 Aprobado FONAFEHuanza Hidráulica 86 83 S&Z Consulting Lima 2011 EstudiosQuitaracsa Hidráulica 112 95 S&Z Consulting Ancash 2011 EstudiosMarañón Hidráulica 96 105 S&Z Consulting Huanuco 2011 EstudiosCheves Hidráulica 150 147 SN Power Lima 2011 EstudiosSanta Teresa Hidráulica 110 72 Egemsa Cusco 2012 EstudiosConversión a CC Térmica 180 286 Inversionista por definir Lima 2013 n.d.
Olmos Hidráulica 240 200 Gobierno Regional de Lambayeque Lambayeque 2013 En espera de licitación pública
San Gabán I Hidráulica 120 142 Estado peruano Puno 2014 EstudiosPucará Hidráulica 130 136 Egecuzco Cusco 2015 EstudiosTarucani Hidráulica 50 56 Tarucani Generating Company Arequipa 2015 EstudiosLa Virgen Hidráulica 58 57 Peruana de Energía (Perené) Junín 2015 EstudiosSanta Rita Hidráulica 174 138 Trading Emissions Partners Ancash 2015 Estudios
2 067
3 038
Certeza de implemen-
taciónNombre del Proyecto Fuente de
energía Grupo económico o promotor Ubicación Inicio de operaciones Status
Fecha de inicio
incierta
POTENCIA - PROYECTOS INCIERTOS
POTENCIA ADICIONAL TOTAL 2007 - 2015
Proyectos ejecutados
POTENCIA - PROYECTOS EJECUTADOS EN 2007
Fecha de inicio cierta
POTENCIA - PROYECTOS CIERTOS
¿Cuánto y cuándo se espera que crezca la oferta de generación?
1/ Incluye proyectos anunciados, proyectos del Plan Referencial de Electricidad 2006-2015 en los que se especifica el inversionista, un proyecto de conversión a ciclo combinado sin inversionista definido y además los proyectos anunciados por ElectroPerú y Proinversión.
NOTA: En algunos casos, las fechas previstas para el inicio de operaciones que aparecen en el cuadro difieren de las indicadas en el Plan Referencial. Estos cambios reflejan información actualizada al 3 de agosto de 2007, obtenida de entrevistas, medios de comunicación y empresas.
Fuente: Plan Referencial de Electricidad 2006 – 2015 (MEM), noticias, entrevistas
12
El desarrollo de la oferta requiere que en paralelo crezca la capacidad de transmisión
PROYECTOS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA
Fuente: MEM, REP, entrevistas
Sistema de Transmisión Chilca (Expansión de LT a 220 kV Chilca - San Juan & nueva subestación).
Permitir evacuar la generación de las centrales a gas natural en Chilca.
Jul-07 En operación (REP)
Segunda línea 220 kV Zapallal - Paramonga - Chimbote. Limitar la congestión en la conexión centro - norte. Mar-08 En implementación (REP)
Expansión de las subestaciones de Ica, Marcona y Juliaca en 50, 75 & 50 Mvar.
Evitar racionamiento en horas de demanda máxima.
Feb-09 En implementación (REP)
Compensación capacitiva en Lima: 2x20 Mvar en Chavarria & 2x20 Mvar en Santa Rosa.
Aumentar la capacidad reactiva para controlar la tensión en los nodos de Lima.
Sep-08 En implementación (REP)
LT Carhuaquero - Jaen, 138 kV, 150 km & 30 MW. 2008 En implementaciónLT Tocache - Bellavista, 138 kV, 149 km & 35 MW. 2008 En implementaciónSan Gabán - Mazuko - Puerto Maldonado 138kV/66kV, 60 km/158km, 40 MW/15MW.
2009 En implementación
Nivel de certeza Nombre del proyecto Objetivo Inicio de
operaciones Status
Integrar sistemas aislados de Bagua, Jaen, Tarapoto, Yurimaguas, Mazuko y Puerto Maldonado al SEIN.
Ciertos
13
Fuente: MEM, REP, Proinversión, entrevistas
LT Cajamarca - Cerro Corona 220 kV & SE Cerro Corona Abastecer proyecto minero. 2008 n.d.Transformador de pontencia Quencoro 138/34.5/10 kV Sin fecha Coordinación REP con MEM.Transformador de pontencia Trujillo 138/10 kV Sin fecha Coordinación REP con MEM.Transformador de pontencia Piura 220/60/10 kV Sin fecha Coordinación REP con MEM.Transformador de pontencia Azángaro 138/22.9 kV Sin fecha Coordinación REP con MEM.Transformador de potencia Tintaya 138/10 kV Sin fecha Coordinación REP con MEM.SVC en Socabaya para expandir transferencia a 330 MW Aliviar congestión en la conexión Centro - Sur. Sin fecha Coordinación REP con MEM.
Evitar congestión en la conexión Centro - Sur. 2010 En Proinversión. Estudios en preparación.
LT Chilca - Planicie - Zapallal 220 kV ó 500 kV Permitir evacuar la generación al Sur de Lima. 2010 Estudios en preparación. Licitación y otorgamiento de contrato: 2008.
LT Piura - Talara 220kV Permitir a BPZ despachar energía en la zona norte.
2010 En evaluación por parte del MEM.
LT Machupicchu-Cotaruse 220 kV Permitir el despacho de energía desde la planta de Machu Picchu, incrementar la confiabilidad del sistema Sur y abastecer la demanda de proyectos
i
2011 En Proinversión. Documentos de licitación en preparación. Licitación 2007. Otorgamiento de contrato: 2008.
LT Vizcarra - Huallanca - Cajamarca - Carhuaquero 220 kV Aumentar la confiabilidad y atender las demandas mineras de la región norte-medio.
2011 (sujeto a proyectos mineros)
En Proinversión. Estudios en preparación.
Segundo circuito Chiclayo - Piura 220 kV Incrementar confiabilidad del sistema, abastecer la demanda de Piura y permitir el despacho de energía de BPZ.
Sin fecha Coordinación REP con MEM.
Compensacion capacitiva en Marcona, Chiclayo y Trujillo Incrementar capacidad reactiva. Sin fecha En revisión en el MEM.
Segundo circuito Independencia - Ica 220 kV Atención de incremento de demanda en Ica. Sin fecha En revisión en el MEM.Segundo circuito Carhuamayo - Paragsha Incrementar confiabilidad del sistema. Sin fecha En revisión en el MEM.
Evitar que las subestaciones de Quencoro, Trujillo, Piura, Azángaro and Tintaya tengan racionamientos en el corto plazo.
Fecha de inicio de
operaciones incierta
StatusNivel de certeza Nombre del proyecto Objetivo Inicio de
Hacia el año 2012, la demanda en el escenario optimista del MEM se acercaría a los niveles de oferta que consideran sólo los proyectos con mayor probabilidad de ejecución, reduciendo elmargen de reserva en el sistema.
BALANCE OFERTA-DEMANDA GLOBAL DE POTENCIA INSTALADA
Fuente: Semana Económica, MEM, MinerAndina, medios de comunicación,
empresas.
CAPACIDAD INSTALADA Y DEMANDA PROYECTADAS
SUBSISTEMA SUR
1/ Incluye centrales hidráulicas y térmica a carbón.
Fuente: MEM y APOYO Consultoría
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012M
W
Oferta más eficiente 1/ Py. ciertosPy. Inciertos Oferta actual menos eficienteDemanda - optimista Demanda - conservador
17
Una decisión crucial: ¿Ruta de gasoducto(s)?
Sistema de transmisión de energía al sur:– SVC en Arequipa.– Línea de transmisión Mantaro-Cotaruse-Socabaya.
Transporte de gas natural al sur:– Proyecto Suez-Petroperú-Petrobras.– Gasoducto Kepashiato-Cusco-Puno-Arequipa-Ilo.– Gasoducto Kepashiato-Urcos (Cusco).
18
Mediano Plazo: ¿Será posible ampliar la cobertura?
19
Se ha avanzado bastante en la expansión de la cobertura de servicios eléctricos en el país…..
… pero el Perú está rezagado respecto de sus pares latinoamericanos
País Año 1993 Año 2005Argentina 83.5 94.7Uruguay 94.0 94.4Brasil 86.0 96.8Venezuela 87.7 99.0Chile 93.2 95.9Colombia 83.0 90.9Paraguay 60.3 94.7Ecuador 74.4 86.1Panamá 70.0 81.0Perú 57.0 78.1Bolivia 53.3 70.6Promedio 76.6 89.3
Fuente: CIER
País Año 1993 Año 2005Argentina 83.5 94.7Uruguay 94.0 94.4Brasil 86.0 96.8Venezuela 87.7 99.0Chile 93.2 95.9Colombia 83.0 90.9Paraguay 60.3 94.7Ecuador 74.4 86.1Panamá 70.0 81.0Perú 57.0 78.1Bolivia 53.3 70.6Promedio 76.6 89.3
Fuente: CIER
% DE ELECTRIFICACIÓN EN PAÍSES DE AMÉRICA LATINA
21
Además, existen disparidades evidentes en el nivel regional
COEFICIENTE DE ELECTRIFICACIÓN POR DEPARTAMENTO, 2006
5 1 ,3 %
7 7 ,0 %
9 9 ,2 %9 7 ,6 % 9 6 ,4 %
8 6 ,9 %8 8 ,3 % 8 5 ,9 %8 6 ,4 %
8 6 ,5 %
6 8 ,1 %6 7 ,5 %6 8 ,2 % 6 6 ,8 %
3 8 ,2 %4 4 ,3 %
4 8 ,9 %
5 5 ,7 %6 3 ,5 %
7 0 ,6 %7 0 ,6 %7 2 ,1 %
7 5 ,2 %7 9 ,3 %
0 %
1 0 %
2 0 %
3 0 %
4 0 %
5 0 %
6 0 %
7 0 %
8 0 %
9 0 %
1 0 0 %
LIM
A
TAC
NA
AREQ
UIP
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SAN
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HU
ÁNU
CO
CAJ
AMAR
CA
22
Fuente: PNUD
Promedio de los No Atendidos = .545
ÍNDICE DE DESARROLLO HUMANO, 2005
ÍNDICE DE DESARROLLO HUMANO
0.51 0.53 0.55 0.58
0.66
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
Cuartil 1 Cuartil 2 Cuartil 3 Cuartil 4 Atendidos
Existe una diferencia significativa en el índice de desarrollo humano de los distritos atendidos y los no atendidos.
23
Buena parte de nuestro país muestra bajos IDH, precisamente en los distritos con menos cobertura.
24
De fondo: ¿Por qué no se concretan más rápido las inversiones?
25
Agenda regulatoria.
Los costos de inversión y operación se han incrementado.
Incertidumbre sobre cómo participará el Estado en el sector.
26
La agenda regulatoria pendiente:
Corto Plazo:
-Reacciones ante incremento inesperado de demanda:-Plan transitorio de transmisión.-Concesiones en transmisión.
Largo Plazo:
-Plan permanente de transmisión.-Reglamentos: -Restructuración y funciones adicionales del COES.
-Mecanismo permanente para licitaciones a precio firme.
27
Los precios del cobre, aluminio y acero se han incrementado significativamente en los últimos cinco años.
( )
050
100150200250300350400
Ene-
02
May
-02
Sep-
02
Ene-
03
May
-03
Sep-
03
Ene-
04
May
-04
Sep-
04
Ene-
05
May
-05
Sep-
05
Ene-
06
May
-06
Sep-
06
Ene-
07
May
-07
+396%
Fuente: London Metal Exchange
0500
10001500200025003000
Ene-
02
Jul-0
2
Ene-
03
Jul-0
3
Ene-
04
Jul-0
4
Ene-
05
Jul-0
5
Ene-
06
Jul-0
6
+105%
Fuente: BCRP
PRECIO DEL COBRE (US$/lb) PRECIO DEL ALUMINIO (US$/TM)
28
90
95
100
105
110
115
120
125
2002 2003 2004 2005 2006 2007
Turbinas Switches
+ 14%
+ 24%
INDICES DE PRECIOS AL PRODUCTOR EN EEUU (Ene. 2002 = 100)
1/ Datos mensuales. Valores preliminares para Feb.-May. 2007.Fuente: BLS, Julio 2007.
Fuente: CRU Steel Price Index.
0
50
100
150
200
250
300
Ene-
02
Jul-0
2
Ene-
03
Jul-0
3
Ene-
04
Jul-0
4
Ene-
05
Jul-0
5
Ene-
06
Jul-0
6
Ene-
07
+147%
INDICE DE PRECIOS NOMINALES DE PRODUCTOSDE ACERO (Ene. 2002 =100)
Los precios de turbinas y equipos de patio también han seguido una tendencia creciente.
29
380
270251176104
INDICES DE TARIFAS AL CONSUMIDOR Y DE PRECIOS REALES DE INSUMOS PRIMARIOS
(Ene. 2002 = 100)
1/ Índice de precios de energía eléctrica al consumidorFuente: INEI, BCRP, MEPS, CRUSPI
05 0
1 0 01 5 02 0 02 5 0
3 0 03 5 04 0 0
4 5 05 0 0
Ene-
02
May
-02
Sep-
02
Ene-
03
May
-03
Sep-
03
Ene-
04
May
-04
Sep-
04
Ene-
05
May
-05
Sep-
05
Ene-
06
May
-06
Sep-
06
P r e c io s a l c o n s u m id o r 1 / A lu m in ioC o b r e W T IA c e r o
Las tarifas al consumidor en Lima no siguen la tendencia de los precios de los insumos primarios de los que dependen los costos operativos del sector.
30
90
110
130
150
170
190
Ene-
02
May
-02
Sep-
02
Ene-
03
May
-03
Sep-
03
Ene-
04
May
-04
Sep-
04
Ene-
05
May
-05
Sep-
05
Ene-
06
May
-06
Sep-
06
Ene-
07
EVO LU C IÓ N D E ÍN D IC ES D E PR EC IO AL C O N SU M ID O R D E EN ER G ÍA ELÉC TR IC A
(D ic . 2 0 0 1 = 1 0 0 )
EE.UU C HIL E C OL OM BIA BRA SIL PERU
Fuente: BLS, INE, DANE, INDEC, IBGE, INEI.
Los precios al consumidor en los países más importantes de la región presentan una marcada tendencia es creciente, a diferencia de lo que ocurre en Perú.
31
En paralelo se ha observado una tendencia creciente del costo marginal y del precio spot. Además, la diferencia entre la tarifa en barra y el costo marginal es creciente. Los precios establecidos en contratos con clientes libres reflejan una distancia menor con los precios marginales.
P re c io S p o t (C o s to m a rg in a l ) T a r i fa e n b a r raP re c io L ib re T e n d e n c ia d e c o s to m a rg in a l
1 / P a r a e l p e r i o d o E n e r o 2 0 0 2 - A b r i l 2 0 0 3 n o s e h a n c o n s i d e r a d o l o s a j u s te s m e n s u a l e s d e l a ta r i fa e n b a r r a . F u e n te : C O E S y O s i n e r g m i n
32
¿Cómo participará el Estado en el Sector?
Proyecto promovido por Proinversión para una planta de generación térmica de 500 a 600 mw.
Proyecto de Electroperú para la construcción de una central térmica (170 mw + 170 mw) .
Cancelado
Reducido
33
¿ Cuáles son los riesgos principales para los consumidores de energía?
34
¿Cuán grandes pueden ser los riesgos de provisión de energía?– El riesgo de desabastecimiento es bajo dadas las inversiones
recientes.
¿A dónde apuntarán las tarifas en el mediano plazo? – Costos marginales del sistema convergerán a costos de largo
plazo.
¿Existen riesgos por la mayor dependencia del gas?– La dependencia de una sola fuente de GN.– La centralización de las fuentes de generación.
¿Cómo promover mayor inversión en capacidad de generación hidroeléctrica?