1

Alvaro QuijandrAlvaro Quijandríía Ferna Fernáándezndez

SocioSocio--APOYO ConsultorAPOYO ConsultorííaaXXVIII ConvenciXXVIII Convencióón Mineran Minera

13 setiembre, 200713 setiembre, 2007

EnergEnergíía ela elééctrica:ctrica:¿¿Cuello de botella u oportunidad de Cuello de botella u oportunidad de

inversiinversióón?n?

2

Las preguntas centrales:

Corto plazo: ¿¿Cuán grande es el riesgo de un “cuello de botella”?

Mediano plazo: ¿¿SerSeráá posible ampliar la cobertura?posible ampliar la cobertura?

De fondo: De fondo: ¿¿Por quPor quéé no se concretan mno se concretan máás rs ráápido las inversiones?pido las inversiones?

¿¿CuCuááles son los riesgos principales para los consumidores de les son los riesgos principales para los consumidores de energenergíía?a?

3

Corto Plazo: ¿ Cuán grande es el riesgo de un “cuello de botella”?

4

¿Cuánto crece la demanda de electricidad?

MÁXIMA DEMANDA DEL SEIN(MW)

1/ Datos a junio del 2007. Variación en comparación al período Enero-Junio del 2006.

2/ Sin considerar la demanda de Sociedad Minera Cerro Verde (SMCV).

Fuente: MEM, entrevistas.

2 9653 131

3 3053 580

3 759

2 908

11,0%

12,2%

8,3%

5,6%

2,0%

5,6%

-

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 1/

MW

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%Var. %

período anterior

Máxima Demanda Crecimiento Máx. Demanda

9,0% 2/

5

¿Cuánto podría crecer la demanda en el futuro?

PROYECCIONES DE DEMANDA DE POTENCIA

1/ Al añadir el incremento de la demanda de Cerro Verde, la tasa de crecimiento esperada es de 10,4%.

5,0%5,0%5,0%

5,8%6,0%6,0%6,3%6,3%

7,2%

-

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

2007 1/ 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

MW

0,00%

1,00%

2,00%

3,00%

4,00%

5,00%

6,00%

7,00%

8,00%

Demanda proyectada Tasa de crecimiento de demanda

Fuente: APOYO Consultoría

Cada 1% de crecimiento en el PBI genera

1,6% de crecimiento en la demanda de

potencia

6

Fuente: MEM

PROYECCIÓN DE DEMANDA GLOBAL DE ENERGÍA DEL SEIN, 2006-2015 (GWh)

¿Qué indica el Plan Referencial de Electricidad del MEM?

7

Parte importante del crecimiento de la demanda proyectada proviene de los grandes proyectos mineros

Fuente: MEM. Elaboración: APOYO Consultoría.Solo proyectos con requerimientos de potencia mayor a 5 MW o más.

Zona Empresa Barra Departamento Año de Inicio del Proyecto

Potencia Promedio al 2012

- MW

Norte Compañía Vale Do Rio Doce - CVRD - Bayovar Talara 220kV Piura 2012 15Minera Barrick Misquichilca S.A. - Alto Chicama. Trujillo 220kV La Libertad 2006 8Minera Yanacocha - Carachugo y desarrollo Cº Negro Cajamarca 220kV Cajamarca 2010 25Volcan Compañía Minera - Ampliaciones en Yauli y PasOroya 50kV/Paragsha 50kV Pasco 2009 5Doe Run Perú - Proyectos PAMA y nuevos proy. Oroya 50kV Junín 2008 7ENAPU Chavarria 220kV Lima 2010 11Compañía Minera Milpo - Cerro Lindo Cantera 220kV Lima 2009 12Cementos Yura Socabaya 138kV Arequipa 2006 12Southern Peru Copper Corporation - Modernización fun SPCC 138kV Moquegua 2006 28Sociedad Minera Cerro Verde - Proyecto Sulfuros Prima Socabaya 220kV Arequipa 2006 110

Minera Gold Fields Perú - Cerro Corona Cajamarca 220kV Cajamarca 2010 18Marcobre - Mina Justa Marcona 220kV Ica 2011 28Refineria Cajamarquilla Rzinc 220kV Lima 2012 30Xstrata Peru - Las Bambas MachuPicchu 138kV Cusco 2012 5BHP Billiton Tintaya - Antapaccay Tintaya 138kV Cusco 2012 25

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.

Conexión centro-sur: LT Cotaruse - Socabaya 200 kV / Mantaro - Cotaruse - Socabaya

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

operaciones

PROYECTOS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

14

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Potencia Total 340 Mw 71 Mw 660 Mw 801 Mw 444 Mw 110 Mw 240 Mw 300 Mw 412 Mw

LT Chilca - San Juan, SE

LT Lima - Chimbote

SE Marcona, Ica, Juliaca

Mac. Picchu - Cotaruse

Cx SSAA Compensación Lima

LT Vizcarra- Huall.- Cajam. -

Carhuaquero

LT Piura-Talara

Inciertos 2257 MW

Ciertos1311 MW

Proyectos de transmisión

LT Mantaro - Socabaya / SVC

/ back to back

Transf. Quenc., Truj., Piura,

Azáng., Tintaya ¿?

LT Chiclayo - Piura ¿?

LT Planicie - Zapallal

LT Independencia - Ica ¿?

LT Carhuamayo - Paragsha ¿?

Kallpa TG1Kallpa Gen.

170 Mw

El PlatanalCementos Lima

220 Mw

TG MollendoEgasa71 Mw

Machu Pic. IIEgemsa71 Mw

Chilca TG2Enersur170Mw

TG TumbesBPZ

150 Mw

La VirgenPerené58 Mw

QuitaracasaS&Z Consulting

112 Mw

ChevesSN Power150 Mw

San Gabán IEstado peruano

120 Mw

Santa TeresaEgemsa110 Mw

Santa RitaTrad. Emis. Part.

174 Mw

PucaráEgecuzco130 Mw

HuanzaS&Z Consulting

86 Mw

MarañónS&Z Consulting

96 Mw

Conversion Ciclo comb.

por definir180 Mw

Kallpa TG2Kallpa Gen.

170 Mw

TarucaniTGC

50 Mw

TG1Egenor170 Mw

Chilca TG3Enersur170 Mw

Sta RosaEdegel170 Mw

TG1Electroandes

170 Mw

TG1Electroperú

170 Mw

OlmosGob. Regional Lambayeque

240 MwProyectos de generación

15

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

DEMANDA Y OFERTA POR ZONAS EN EL AÑO 2012

(MW)

Fuente: MEM, APOYO ConsultoríaFuente: MEM, APOYO Consultoría

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MW

Demanda - optimista Oferta - Pys. Ciertos

247 257

4 810

1 135

220671 957

3 385

-

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

Norte Norte medio Centro Sur

Oferta - Pys ciertos Demanda - optimista

16

Preocupa especialmente la atención de la demanda en el sur:

Nombre del proyecto

Empresa operadora Ubicación

Inversión estimada (US$ MM)

Inicio estimado de operaciones

Potencia aproximada

(MW)

Los Chancas Southern Copper Corp. Apurímac 1 100 2008 20

Tía María Southern Copper Corp. Arequipa 750 2008 50

Quellaveco Anglo American Moquegua 827 2010 21Las Bambas Xstrata Apurímac 1 000 2012 5 - 65

PROYECTOS MINEROS EN EL SUR

JULIO 2007

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…..

54.856.8

61.1

64.9 66.167.7

69.572.1

73.574.9 75.3 76 76.3

78.1 78.7

50.0

55.0

60.0

65.0

70.0

75.0

80.0

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

COBERTURA ELÉCTRICA, 1992 – 2006

%

Fuente: MINEM

20

… 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

A

ICA

MO

QU

EGU

A

JUN

ÍN

LAM

BAYE

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PASC

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SCO

HU

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ICA

UC

AYAL

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APU

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AMAZ

ON

AS

SAN

MAR

TÍN

LOR

ETO

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

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04

May

-04

Sep-

04

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05

May

-05

Sep-

05

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06

May

-06

Sep-

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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.

PRECIO LIBRE, TARIFA REGULADA Y COSTO MARGINAL (US $/MW.h), Ene. 02 –May. 07

-

2 0 .0

4 0 .0

6 0 .0

8 0 .0

1 0 0 .0

1 2 0 .0

1 4 0 .0

1 6 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

Ene-

07

May

-07

US

$/M

W.h

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?