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MERCADO ENERGIA S.A.

1. TEMAS DESTACADOS

2008 2009 2010 2011 20120

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REPORTE MENSUAL DEL SECTOR ELÉCTRICO PERUANO MARZO - 2012

EL GASODUCTO ANDINO DEL SUR Este proyecto abastecerá con el gas de CAMISEA los Departamentos de Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna, permitiendo que cuenten con el hidrocarburo tanto las ciudades como los grandes centros mineros, industriales, energéticos y petroquímicos existentes o que se construirán a lo largo de su recorrido (1071.5 km). Para ello se empleará gas de los lotes 57 y 58, así como 1 TCF (trillón de pies cúbicos) del Lote 88. El proyecto incluye ductos para transportar Gas natural y líquidos de gas natural. Además, se construirá una planta de separación en la selva y una planta de fraccionamiento en Ilo (será la más grande del país, donde los líquidos de gas serán transformados en propano, nafta y otros derivados). El proyecto será ejecutado por un consorcio liderado por Kuntur transportadora de Gas (empresa de propiedad de la norteamericana CONDUIT), en el que también participará Petroperú. La inversión aproximada requerida es de 5000 millones de dólares (Según reporte anual COFIDE 2011) En junio del 2011, el Ministerio de Energía y Minas aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de este proyecto, es por ellos que las obras se iniciaron en marzo del presente año. Se estima que en el 2013 ó 2014 ya se podría suministrar gas a Quillabamba (donde se construirá una central térmica) y a la Ciudad de Cusco (donde se construirá una planta de gas licuado de petróleo). Se prevé que en los primeros meses del 2016 el gaseoducto quede concluido cuando en su segunda fase llegue hasta Ilo y Tacna, iniciando sus operaciones en junio de ese año. Cabe resaltar que en la ciudad moqueguana se construirá otra central térmica y una planta petroquímica de etanol que producirá polietileno y que entraría en operación en el 2019.

1. César Butrón, Presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), afirmó que el nivel de reserva energética no es suficiente lo cual generaría problemas de abastecimiento. Esta situación se prolongaría hasta el segundo semestre del año 2013, cuando ingrese en operación los proyectos de transmisión retrasados por la “Ley de Consulta Previa”.

2. La salida temporal de la Central Hidroeléctrica

Mantaro por limpieza y mantenimiento (desde

el miércoles 29 de febrero al lunes 5 de abril), ha puesto en evidencia que el sector eléctrico no cuenta con las suficientes reservas para atender imprevistos como la salida del sistema de generadoras por desperfectos o mantenimiento. Cesar Butron indicó que la causa principal para que las distribuidoras no pudieran abastecer adecuadamente sus zonas de concesión radicó en la falta de energía producto de la paralización de la central hidroeléctrica Mantaro.

3. El Ministerio de Energía y Minas (MEM), a

través de la R.M. 114-2012-MEM/DM otorgó la concesión definitiva para la generación de energía eléctrica con recursos energéticos renovables a favor de la Empresa de Generación Eléctrica de Junín para operar la futura Central Hidroeléctrica Runatullo II con una potencia de 19.2 MW, esta central estará ubicada en los Distritos de Mariscal Castilla y Comas, Provincia de Concepción, Departamento de Junín.

4. La Dirección General de Electricidad (DGE) del

Ministerio de Energía y Minas dio a conocer que la oferta de energía será suficiente hasta el año 2016 con inversiones superiores a los US$ 5000 millones y cuya ejecución permitirá incrementar la capacidad en 4.3 GW aproximadamente.

2. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA

MENSUAL 2.1 EVOLUCIÓN DE LA MÁXIMA DEMANDA La máxima demanda en el mes de marzo del 2012 alcanzó los 5099.19 MW, superior en 8.15% a la máxima demanda de marzo del 2011. En el gráfico 1, se muestra la evolución de la demanda de electricidad en el SEIN en el tercer mes de los años 2008 – 2012. Gráfico N° 1: Evolución del máximo consumo de electricidad en el mes de marzo de los años 2008 al 2012. Fuente: COES Elaboración: Mercado Energía

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MERCADO ENERGIA S.A.

2008 2009 2010 2011 20120%

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71.3% 68.6% 66.9% 65.5%60.4%

28.7% 31.4% 33.1% 34.5%39.6%

Energía termoeléctrica Energía hidroeléctrica

2008 2009 2010 2011 20120%

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Gas natural Agua Carbón Derivados de petróleo BagazoBiogás

Gas

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COMPORTAMIENTO DE LA OFERTA MENSUAL

3.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN. La producción de energía eléctrica en el mes de marzo del 2012 alcanzo 3186.84 GWh, superior en 6.35% al valor presentado en el mismo mes del 2011. El progreso de la producción de energía para el mes de marzo se muestra en los gráficos 2 y 3.

Gráfico N° 2: Evolución de la participación de la energía térmica e hidráulica en el mes de marzo del 2008 al 2012. La producción hidroeléctrica muestra una clara tendencia a la baja pasando de representar el 71.3% de la producción total en marzo del 2008 a solo 60.4% en marzo del 2012. Fuente: COES Elaboración: Mercado Energía.

Gráfico N° 3: Participación de las diferentes fuentes de energía en la producción de electricidad en el SEIN, en marzo de los años 2008 al 2012. Cabe destacar que en el tercer mes del 2012, el agua y el gas natural son los recursos más usados para la obtención de electricidad (98.03% de la producción total en el SEIN). Fuente: COES

Elaboración: Mercado Energía

3.2 PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR EMPRESA.

3.2.1 Participación de las empresas en la producción de electricidad.

El cuadro 1 muestra que ELECTROPERU, EDEGEL, EGENOR, SN POWER Y CELEPSA despacharon en conjunto el 73.84% de la generación hidroeléctrica.

Por otro lado, en el cuadro 2, se observa que ENERSUR, EDEGEL Y KALLPA GENERACION,

despacharon en conjunto el 81.20% de la generación termoeléctrica.

MARZO 2012

Empresa Generación

hidroeléctrica (GWh)

Participación

ELECTROPERU 501.10 26.04%

EDEGEL 341.53 17.75%

EGENOR 233.94 12.16%

SN POWER 185.86 9.66%

CELEPSA 158.47 8.24%

CHINANGO 134.36 6.98%

ENERSUR 98.41 5.11%

EGASA 81.04 4.21%

SAN GABAN 79.98 4.16%

EGEMSA 60.27 3.13%

SOCIEDAD MINERA CORONA 13.72 0.71%

EGESUR 9.18 0.48%

AGUAS Y ENERGIA PERU 8.74 0.45%

HIDROELECTRICA SANTA CRUZ 6.50 0.34%

GEPSA 5.87 0.31%

SINERSA 4.04 0.21%

MAJA ENERGIA 0.74 0.04%

ELECTRICA SANTA ROSA 0.54 0.03%

Total 1924.29 100.00%

Cuadro N°1: Generación hidroeléctrica por empresas. Fuente: COES Elaboración: Mercado Energía

MARZO 2012

Empresa Generación

termoeléctrica (GWh)

Participación

ENERSUR 348.27 27.58%

EDEGEL 348.01 27.56%

KALLPA GENERACION 328.95 26.05%

EGENOR 62.92 4.98%

TERMOSELVA 54.31 4.30%

EEPSA 39.89 3.16%

EGASA 36.26 2.87%

SDF ENERGÍA 18.26 1.45%

EGESUR 10.34 0.82%

AIPSA 7.63 0.60%

SHOUGESA 4.64 0.37%

PETRAMAS 2.84 0.23%

SAN GABAN 0.24 0.02%

Total 1262.55 100.00%

Cuadro N° 2: Generación termoeléctrica por empresas. Fuente: COES Elaboración: Mercado Energía

3.2.2 Concentración en el Mercado de Generación del SEIN. Los gráficos 4 y 5, muestran la tendencia del Índice de Herfindhal Hirschman (HHI) para el mes de marzo de los años 2008 al 2012. Este indicador mide la concentración de mercado de la oferta de electricidad y su valor optimó debe ser inferior o igual a 1800, caso contrario, este índice indicará que existen grupos económicos con una alta cuota de mercado en el SEIN.

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MERCADO ENERGIA S.A.

2008 2009 2010 2011 20120

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2008 2009 2010 2011 20120

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HHI

HH

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el m

es d

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2008 2009 2010 2011 20120

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CM Promedio

Cos

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US

$/M

Wh)

2008 2009 2010 2011 20120%

20%

40%

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80%

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0.00%

0.68%

1.36%

2.04%

2.72%

3.40%

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Gráfico N° 4: Evolución del índice Herfindahl Hirschman para el mercado de generación hidroeléctrica, mes de marzo del año 2008 al 2012. Para elaborar este gráfico se tomó en cuenta los siguientes grupos económicos: ESTADO, ENEL, DUKE ENERGY, GDF SUEZ, ELECTRICA SANTA ROSA, DIA BRAS EXPLORATION, HIDROELECTRICA SANTA CRUZ SAC, GEPSA, SN POWER, CELEPSA, SINERSA, AGROINDUSTRIAS MAJA Y AYEPSA. El descenso de este índice en los tres últimos años, se debe principalmente al ingreso de nuevos grupos económicos tales como CELEPSA y AYEPSA. Fuente: COES Elaboración: Mercado Energía

Gráfico N° 5: Evolución del índice Herfindahl Hirschman para el mercado de generación térmica, mes de marzo del año 2008 al 2012. Para elaborar este gráfico se tomó en cuenta los siguientes grupos económicos: ESTADO, ENEL, DUKE ENERGY, GDF SUEZ, SHOUGANG, KALLPA GENERACION, FIBRAS SDF, AIPSA Y PETRAMAS. El descenso de este índice se debe principalmente al incremento de la producción de la central KALLPA GENERACION y a la entrada en operación de la central de PETRAMAS y al incremento de producción del grupo AIPSA Fuente: COES Elaboración: Mercado Energía

De los gráficos mostrados anteriormente, se concluye que el índice HHI tanto en el mercado de generación térmica e hidráulica tiene una tendencia decreciente. 3.2.3 Resultados de las Subasta RER En el gráfico N° 6, se observa el progreso de la producción de electricidad con recursos energéticos renovables. En marzo del 2012, la energía generada con estos representó el 1.46% del total despachado en el SEIN.

Gráfico N° 6: Evolución del porcentaje de energía producida por las centrales que ingresaron a operar al SEIN por medio de la Subasta RER; en el mes de marzo de los años 2008 al 2012. Fuente: COES Elaboración: Mercado Energía

3. COMPORTAMIENTO DEL COSTO MARGINAL

MENSUAL

El costo marginal para el tercer mes del 2012 fue de 162.74 soles/MWh (56.90 US$/MWh), superior en 169.88% al valor presentado en el mismo mes del año 2011. Asimismo, en el gráfico N° 7 se observa la variación del costo marginal para el mes de marzo de los años 2008 al 2012. Además, se debe recordar que por Decreto de Urgencia Nº 049-2008, los costos marginales de corto plazo del SEIN, se determinan considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad. También se debe destacar que los costos marginales no pueden ser superiores a 313.5 soles/MWh (R.M. Nº 607-2008-MEM/DM).

Gráfico N° 7: Variación del Costo Marginal del SEIN, en el mes de marzo de los años 2008 al 2012. Cabe resaltar que el promedio del costo marginal en el tercer mes de dichos años fue de 29.81 dólares/MWh (85.25 soles/MWh) y que el tipo de cambio promedio usado para la elaboración del gráfico fue 2.86 soles/dólar. Fuente: COES Elaboración: Mercado Energía

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