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Planeamiento Estratégico del Sector Transmisión de Energía Fernando D’Alessio Ipinza, Antonio Caldas Vílchez, Freddy Casanova García, y Alberto Holgado Yábar CENTRUM Católica
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Planeamiento Estratégico del Sector Transmisión de Energía
Fernando D’Alessio Ipinza,
Antonio Caldas Vílchez, Freddy Casanova García, y Alberto Holgado Yábar
CENTRUM Católica
ii
Resumen Ejecutivo
El impulso del sector de transmisión de energía es fundamental para sustentar el crecimiento
del país en los próximos años, pues se ha proyectado una tasa de crecimiento del consumo de
energía en 6.32% anual. Este sector también es elemental para atender las necesidades de
energía de los países vecinos, principalmente de Brasil, Chile y Ecuador, lo cual permitirá
que las empresas puedan instalar líneas de transmisión de extra alta tensión debido a las
distancias involucradas. Con el fin de atender satisfactoriamente la demanda interna y
externa, este sector debe mantenerse industrialmente balanceado, tanto con su capacidad de
generación como con la de distribución de energía.
En tal sentido, se presenta este plan estratégico del sector transmisión de energía con el fin de
que esté a disposición de: (a) Ministerio de Energía y Minas (MINEM), como ente promotor
y rector de las actividades minero-energéticas; (b) Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y
Energía (SNMPE), como el principal gremio de la actividad minera, hidrocarburífera y de
energía; (c) Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-
SINAC), el cual tiene el objetivo de planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN; y (d)
Comisión de Integración Energética Regional (CIER), la cual tiene como propósito la
promoción de la integración de los sistemas y mercados eléctricos del ámbito sudamericano.
El plan estratégico tiene como visión para el año 2030, desarrollar una capacidad de
transmisión de 150,000 GWh anuales para atender la demanda interna y externa, según los
altos estándares de calidad, confiabilidad y costo que son exigidos en el sector, los cuales, a
su vez, deben fomentar el respeto al medio ambiente y a la responsabilidad social. Los
objetivos estratégicos, alineados con la visión, guían el desarrollo del plan estratégico del
sector, el cual es monitoreado a través de los indicadores establecidos en el tablero de control
balanceado.
iii
Se concluye que el Perú tiene un enorme potencial para generar energía eléctrica a través de
sus recursos hidrográficos no aprovechados, que lo pueden convertir en un importante
exportador de energía a los países fronterizos. Asimismo, es prioritario el desarrollo de la
capacidad de transmisión de energía, en especial en la zona norte, sur, y oriente del país para
sustentar el desarrollo económico de las regiones. Adicionalmente, es necesario
complementar la matriz energética con proyectos de energía renovable, como la eólica, solar,
y geotérmica; que permitan obtener financiamiento a través de los bonos de carbono.
A través de una exitosa implementación del plan estratégico es posible alcanzar una sólida
infraestructura en el sector transmisión de energía, que le permita atender con alta eficiencia
la demanda interna del país y externa de la región. Del mismo modo, el país obtendrá
importantes recursos financieros por la exportación de energía a los países fronterizos, a
través de la Red de Transmisión de Extra Alta Tensión, que garantiza la optimización y
rentabilidad del proceso. Finalmente, se logrará integrar a las regiones al sistema eléctrico
interconectado nacional, lo que generará un mayor consumo de energía, nuevos proyectos de
inversión, los cuales se traducirán en desarrollo social y económico.
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Tabla de Contenidos
Lista de Tablas ..................................................................................................................... …..ix
Lista de Figuras .......................................................................................................................... xi
Capítulo I: Introducción ............................................................................................................. 1
1.1 Problema a Estudiar ........................................................................................................ 1
1.2 Preguntas del Planeamiento ............................................................................................ 1
1.3 Objetivos del Planeamiento ............................................................................................. 2
1.3.1 Objetivo general ....................................................................................................... 2
1.3.2 Objetivos específicos ................................................................................................ 3
1.4 Importancia del Planeamiento ......................................................................................... 3
1.5 Justificación y Limitaciones del Planeamiento ............................................................... 4
1.6 Alcance del Planeamiento ............................................................................................... 4
1.7 Metodología del Planeamiento ........................................................................................ 5
Capítulo II: Marco Teórico ....................................................................................................... ..6
2.1 Planeamiento Estratégico ................................................................................................ 6
2.2 Implementación ............................................................................................................. 15
2.3 Control ........................................................................................................................... 16
Capítulo III: Situación Actual ................................................................................................... 17
3.1 Panorama Actual del Sector Energía Eléctrica ............................................................. 23
3.2 Perspectivas de Crecimiento del Sector de Energía Eléctrica ....................................... 32
3.3 Conclusiones ................................................................................................................. 37
Capítulo IV: Visión, Misión, Valores y Código de Ética ......................................................... 39
4.1 Visión ............................................................................................................................ 39
4.2 Misión............................................................................................................................ 40
4.3 Valores .......................................................................................................................... 41
v
4.4 Lineamientos Éticos ...................................................................................................... 41
Capítulo V: Evaluación Externa ............................................................................................... 48
5.1 Análisis Tridimensional de Hartmann........................................................................... 48
5.2 Diamante de la Competitividad del Perú....................................................................... 50
5.3 Análisis PESTE ............................................................................................................. 52
5.3.1 Panorama económico .............................................................................................. 52
5.3.2 Fortalezas económicas locales ................................................................................ 55
5.3.3 Medidas locales tomadas por el BCRP .................................................................. 57
5.3.4 Análisis político, gubernamental y legal (P) .......................................................... 60
5.3.5 Análisis de las fuerzas económicas y financieras (E) ............................................. 65
5.3.6 Análisis ecológico y ambiental ............................................................................... 68
5.4 Análisis Competitivo ..................................................................................................... 69
5.4.1 Matriz de evaluación de factores externos (MEFE) ............................................... 71
5.4.2 Crecimiento en competencia .................................................................................. 71
5.5 Análisis del Sector Industrial ........................................................................................ 72
5.6 Ciclo de Vida de la Industria ......................................................................................... 75
5.7 Matriz del Perfil Referencial del Sector (MPR) ............................................................ 76
5.8 Conclusiones ................................................................................................................. 77
Capítulo VI: Evaluación Interna ............................................................................................... 78
6.1 Análisis AMOFHIT....................................................................................................... 78
6.1.1 Administración/Gerencia (A) ................................................................................. 78
6.1.2 Marketing/Ventas (M) ............................................................................................ 79
6.1.3 Operaciones/Producción (O) .................................................................................. 80
6.1.4 Finanzas/Contabilidad (F) ...................................................................................... 81
6.1.5 Recursos humanos (H) ........................................................................................... 86
vi
6.1.6 Sistemas de información y comunicaciones (I) ...................................................... 86
6.1.7 Tecnología e investigación y desarrollo (T) ........................................................... 87
6.2 Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI) ...................................................... 87
6.3 Conclusiones ................................................................................................................. 91
Capítulo VII: Intereses Organizacionales, Principios Cardinales y
Objetivos de Largo Plazo .................................................................................. 92
7.1 Intereses Organizacionales ............................................................................................ 92
7.2 Principios Cardinales..................................................................................................... 95
7.2.1 Influencia de terceras partes ................................................................................... 97
7.2.2 Lazos pasados y presentes ...................................................................................... 97
7.2.3 Contrabalance de intereses ..................................................................................... 98
7.2.4 Conservación de los enemigos ............................................................................... 99
7.3 Objetivos de Largo Plazo .............................................................................................. 99
7.3.1 Primer objetivo de largo plazo (OLP 1) ............................................................... 100
7.3.2 Segundo objetivo de largo plazo (OLP 2) ............................................................ 101
7.3.3 Tercer objetivo de largo plazo (OLP 3) ................................................................ 101
7.3.4 Cuarto objetivo de largo plazo (OLP4) ................................................................ 102
7.3.5 Quinto objetivo de largo plazo (OLP5) ................................................................ 103
7.4 Conclusiones ............................................................................................................... 104
Capítulo VIII: Proceso Estratégico ......................................................................................... 105
8.1 Matriz de Fortalezas, Oportunidades, Debilidades y
Amenazas (FODA)...................................................................................................... 105
8.2 Matriz de la Posición Estratégica y Evaluación de la Acción (PEYEA) .................... 108
8.3 Matriz del Boston Consulting Group (BCG) .............................................................. 110
8.4 Matriz Interna y Externa (IE) ...................................................................................... 111
vii
8.5 Matriz de la Gran Estrategia (GE)............................................................................... 112
8.6 Matriz de Decisión ...................................................................................................... 113
8.7 Matriz Cuantitativa del Planeamiento Estratégico (MCPE) ....................................... 116
8.8 Matriz Rumelt ............................................................................................................. 119
8.9 Matriz de Ética ............................................................................................................ 120
8.10 Conclusiones ............................................................................................................. 120
Capítulo IX: Dirección e Implementación Estratégica ........................................................... 123
9.1 Objetivos de Corto Plazo ............................................................................................ 123
9.2 Desarrollo de la Estructura Organizacional ................................................................ 137
9.2.1 Reestructuración ................................................................................................... 139
9.2.2 Reingeniería de procesos de negocios .................................................................. 140
9.2.3 Benchmarking....................................................................................................... 141
9.3 Desarrollo de Políticas ................................................................................................ 143
9.4 Asignación de Recursos .............................................................................................. 145
9.4.1 Recursos financieros ............................................................................................. 146
9.4.2 Recursos físicos .................................................................................................... 147
9.4.3 Recursos humanos ................................................................................................ 148
9.4.4 Recursos tecnológicos .......................................................................................... 150
9.5 Manejo del Medio Ambiente y la Ecología ................................................................ 151
9.6 Conclusiones ............................................................................................................... 151
Capítulo X: Evaluación y Control Estratégico ........................................................................ 155
10.1 Evaluación de Estrategias.......................................................................................... 155
10.2 Control de Estrategias (Balanced Score Card) .......................................................... 156
10.2.1 Enfoque financiero ............................................................................................. 156
10.2.2 Enfoque del cliente ............................................................................................. 156
viii
10.2.3 Enfoque de procesos internos ............................................................................. 157
10.2.4 Enfoque de aprendizaje y crecimiento ............................................................... 159
10.3 Conclusiones ............................................................................................................. 160
Capítulo XI: Conclusiones y Recomendaciones ..................................................................... 162
11.1 Conclusiones ............................................................................................................. 162
11.2 Recomendaciones ...................................................................................................... 163
11.3 Respuestas a las Preguntas de Planeamiento............................................................. 164
Capítulo XII: Plan Estratégico Integral................................................................................... 169
Referencias .............................................................................................................................. 172
Glosario de Términos .............................................................................................................. 185
Apéndice A: Marco General Regulatorio del Sub-Sector de Electricidad ........................ … 172
Apéndice B: Oportunidades de Inversión en Transmisión ..................................................... 201
Apéndice C: Perspectivas y futuro del sector eléctrico ……………………….....................206
Apéndice D: Matriz FODA ..................................................................................................... 212
Apéndice E: Elaboración de Matriz PEYEA .......................................................................... 213
Apéndice F: Ratios de Performance de Calidad del Sector Transmisión ............................... 216
ix
Lista de Tablas
Tabla 1 Producción de Energía Eléctrica del SEIN durante el Año 2009 ..... …………….24
Tabla 2 Producción Termoeléctrica del SEIN por Tipo de Tecnología (2009) ................... 25
Tabla 3 Longitud de Líneas de Transmisión del SEIN ......................................................... 25
Tabla 4 Portafolio de Proyectos de Transmisión ................................................................. 26
Tabla 5 Longitud de Líneas de las Principales Empresas de Transmisión en 2008…. ...... 27
Tabla 6 Venta de Energía Eléctrica por Mercado y Tipo de Empresa ................................ 27
Tabla 7 Ventas de Energía Eléctrica a Clientes Finales (GWh) en 2008 ............................ 28
Tabla 8 Ventas y Facturación por Interconexión, Nivel de Tensión y Tipo de Uso….. ...... 29
Tabla 9 Venta de Energía y Facturación según Departamentos ......................................... 30
Tabla 10 Plan de Inversión en Transmisión de Energía, Período 2017– 2028 ..................... 33
Tabla 11 Proyección de la Demanda de Energía y Potencia para el SEIN .......................... 34
Tabla 12 Visión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en el
Perú ......................................................................................................................... 44
Tabla 13 Misión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en el
Perú ......................................................................................................................... 45
Tabla 14 Visión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en
Sudamérica ............................................................................................................. 46
Tabla 15 Misión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en
Sudamérica ............................................................................................................. 47
Tabla 16 Relación Entre el PIB Real, los Precios del Consumidor y el Saldo de Cuenta
Corriente ................................................................................................................. 58
Tabla 17 Introducción de Perspectivas de la Economía Mundial y Global .......................... 58
Tabla 18 Oferta y Demanda Global Trimestral y Anual ....................................................... 66
Tabla 19 Matriz de Evaluación de Factores Externos (MEFE) ............................................ 74
x
Tabla 20 Participación Según Longitud de Líneas de 220 kW y 138 kW .............................. 80
Tabla 21 Resumen de Balance General al 31 de Diciembre de 2010 .................................... 88
Tabla 22 Estados de Resultados Hasta el 31 de Diciembre de 2008 ..................................... 89
Tabla 23 Resumen de Ratios Financieros .............................................................................. 90
Tabla 24 Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI) .............................................. 90
Tabla 25 Matriz de Intereses Sectoriales ............................................................................... 96
Tabla 26 Matriz de Decisión Estratégica ............................................................................ 114
Tabla 27 Filtros para la Evaluación Estratégica ................................................................ 115
Tabla 28 Matriz Cuantitativa de Planeamiento Estratégico (MCPE) ................................. 117
Tabla 29 Matriz de Rumelt ................................................................................................... 119
Tabla 30 Matrices Energéticas de Sudamérica y Perú ........................................................ 141
Tabla 31 Potencial Hidroeléctrico Sudamericano ............................................................... 142
Tabla 32 Sistemas Eléctricos de Brasil y Perú .................................................................... 143
Tabla 33 Asignación de Recursos a los Objetivos de Corto Plazo ...................................... 153
Tabla 34 Enfoque Financiero del Sector de Transmisión .................................................... 158
Tabla 35 Enfoque del Cliente del Sector de Transmisión .................................................... 158
Tabla 36 Enfoque de Procesos Internos del Sector de Transmisión .................................... 159
Tabla 37 Perspectiva de Aprendizaje y Crecimiento ........................................................... 160
Tabla 38 Matriz del Perfil Referencial del Sector Transmisión de Energía
(MPR)……...........................................................................................................171
xi
Lista de Figuras
Figura 1 El modelo secuencial del proceso estratégico. .......................................................... 7
Figura 2 El entorno externo de la empresa. ............................................................................. 8
Figura 3 Curva de crecimiento de la potencia según tres contextos hasta el año 2027... ...... 35
Figura 4 Curva de crecimiento de la energía según tres contextos hasta el año 2027…. ..... 36
Figura 5 Sobrecarga del SEIN en el sur del Perú .................................................................. 37
Figura 6 Análisis tridimensional de Hartmann. ..................................................................... 48
Figura 7 Análisis tridimensional de Hartmann. ..................................................................... 50
Figura 8 IPM frente a inflación 2005–2009. ......................................................................... 53
Figura 9 Variación del tipo de cambio 2002–2009. .............................................................. 54
Figura 10 Tasa de pobreza nacional (% de la población). ....................................................... 54
Figura 11 PBI per cápita (US$). .............................................................................................. 55
Figura 12 Inflación variación anual 2002–2010 PBI per cápita (US$). .................................. 56
Figura 13 Proyección de la inflación. ...................................................................................... 57
Figura 14 Paquetes de estímulo fiscal: 2008-2010 (% del PBI). ............................................. 59
Figura 15 Ejecución de los gobiernos regionales: inversión pública proyectada a
diciembre de 2009 ................................................................................................... 59
Figura 16 Indicadores del Perú comparado con sus principales pares. ................................... 60
Figura 17 Reformas que simplifican los negocios en el mundo. ............................................. 64
Figura 18 Reformas y ranking para hacer negocios en el mundo. .......................................... 65
Figura 19 Producto bruto interno por actividad económica: 2009_IV. ................................... 67
Figura 20 Producto bruto interno por componentes del gasto: 2009_IV. ............................... 67
Figura 21 Detalle de la competitividad del Perú 2009 – 2010 vs Nivel 2. .............................. 70
Figura 22 Modelo de las cinco fuerzas competitivas adaptado de Porter para el
sector transmisión de energía. ................................................................................ 72
xii
Figura 23 Ciclo de vida de la industria-sector transmisión de energía. .................................. 75
Figura 24 Marco general del sector eléctrico (agentes promotores, reguladores y
los agentes directos). .............................................................................................. 79
Figura 25 Empresas transmisoras de energía eléctrica. ........................................................... 81
Figura 26 Empresas del sector transmisión que negocian instrumentos .............................. 82
Figura 27 Presencia del Grupo ISA en Latinoamérica. ........................................................... 83
Figura 28 Presencia de la división de ingeniería y construcción industrial del Grupo
Abengoa en el mundo. . .......................................................................................... 85
Figura 29 Matriz PEYEA del sector de transmisión eléctrico. ............................................. 109
Figura 30 Análisis del portafolio. .......................................................................................... 111
Figura 31 Matriz Interna y Externa ....................................................................................... 112
Figura 32 Matriz de la Gran Estrategia. ................................................................................ 113
Figura 33 Matriz de Ética ...................................................................................................... 122
Figura 34 Estructura de la etapa de implementación ............................................................ 139
Figura 35 Propuesta de cambios en el sector de energía eléctrica ........................................ 146
Figura 36 Cuadro de mando integral. .................................................................................... 161
Figura 37 Plan estratégico integral ........................................................................................ 170
Figura B1 Proyectos que no están en el plan de transmisión ................................................ 204
Figura B2 Principales proyectos de las líneas de transmisión al 2013 ................................. 205
Figura C1 Proyección de la demanda energética .................................................................. 207
Figura C2 Escenario de demanda prevista de energía 2009 – 2017 ..................................... 208
Figura C3 Estimado de Inversión en Ampliaciones ............................................................. 209
Figura C4 Evolución Mensual del Costo Marginal y precio de barra de energía
activa mensual SEIN. Costo equivalente barra Santa Rosa ................................. 211
Figura E1 Datos para elaborar la matriz PEYEA1/2.............................................................. 213
xiii
Figura E2 Datos para elaborar la matriz PEYEA 2/2 ........................................................... 215
Figura F1 Estadística actividad: Servidumbre de LT ............................................................ 216
Figura F2 Número de vanos con construcciones .................................................................. 216
Figura F3 Número de construcciones que invaden fajas de servidumbre ............................ 218
Figura F4 Hora de proyectos eléctricos ............................................................................... 219
Figura F5 Integración energética en América Latina .......................................................... 220
Figura F6 Mapa estratégico del sector de transmisión energía hasta 2030 .......................... 221
Figura G1 Centrales e interconexiones internacionales ........................................................ 227
Figura G2 Red de gaseoductos .............................................................................................. 228
1
Capítulo I
Introducción
1.1 Problema a Estudiar
El problema del estudio está dirigido a identificar y eliminar las causas que
impiden un crecimiento ordenado y sostenido del sector de transmisión de
energía. Este desarrollo debe estar basado en un sistema integrado y fortalecido
que garantice la disponibilidad de energía sin interrupciones para los usuarios, y
debe estar orientado hacia las necesidades reales del país.
El problema se presenta como consecuencia de la demanda de energía de
la industria, la cual necesita mantener su crecimiento anual proyectado entre 5 %
y 6 %, más aún en horas punta, lapso en el cual el consumo se eleva
considerablemente, llegando hasta 4,453 MW, tal como sucedió el 24 de marzo de
2010 (MINEM, 2010b). También son parte del problema del estudio la
determinación de las condiciones que permiten un incremento en la confiabilidad
y calidad de la transmisión, y el desarrollo e identificación de estrategias
adecuadas dirigidas a solucionar las deficiencias detectadas.
1.2 Preguntas del Planeamiento
El presente estudio surge a partir de las siguientes preguntas:
¿Qué subsector, dentro del sector de energía, es el más crítico y, por
ello, se puede obstaculizar el crecimiento del país?
¿Quiénes serían los principales beneficiarios de un sistema de
transmisión de energía más fortalecido y flexible?
¿Cuáles son las ventajas que podrían obtenerse de la inversión en el
sector transmisión respecto a otros sectores?
2
¿Cuál es la situación actual del sector energía de los países de América
Latina?
¿Cuál es la demanda de energía en los países vecinos?
¿Cuál es la necesidad actual y proyectada de infraestructura de
transmisión de energía?
¿En el Perú existen condiciones favorables para el desarrollo del
negocio de la transmisión de energía?
¿Las políticas de Estado y las leyes relacionadas con el tema energético
fomentan la inversión en el sector de transmisión de energía?
¿Es posible que la diversificación de la matriz energética del Perú
produzca un crecimiento natural del sector transmisión?
¿Qué perspectivas de desarrollo tendrá la transmisión de energía en los
próximos 15 años?
¿Qué impacto puede tener el desarrollo del sector transmisión de
energía en la industria nacional y en la generación de empleo?
¿Existen condiciones de infraestructura y de recursos naturales para que
el Perú se convierta en exportador de energía para los países vecinos?
1.3 Objetivos del Planeamiento
1.3.1 Objetivo general.
El estudio está enfocado en el diseño de un plan estratégico para el sector
transmisión de energía, el cual permita atender satisfactoriamente la demanda de
energía en el largo plazo para alcanzar altos niveles de competitividad,
productividad, y sostenibilidad acordes con el medio ambiente. Asimismo, se
espera que estos atributos y condiciones favorables permitan atender
3
eficientemente la demanda externa de los países vecinos. De igual forma, el
establecimiento de las acciones estratégicas por desarrollar e implementar deberá
impulsar el crecimiento sostenido del sector, así como el de los sectores
relacionados como el de generación y distribución eléctrica.
1.3.2 Objetivos específicos.
Sobre la base de los objetivos generales del estudio, son definidos los
siguientes objetivos específicos: (a) analizar la situación actual del sector
transmisión de energía y evaluar sus reales perspectivas de crecimiento; (b)
identificar a los principales componentes del sector energía y los subsectores que
influyan en el ambiente interno y externo; (c) evaluar la competencia y
desempeño de las empresas dentro del sector, para lo cual se debe estudiar el
contexto propicio para iniciar proyectos de inversión, siempre bajo la pauta del
ciclo de vida de la industria; (d) establecer los objetivos de crecimiento y
desarrollo del sector transmisión de energía eléctrica sobre la base del potencial de
generación de energía a través de los recursos hídricos; y (e) promover el
desarrollo del sector transmisión de energía, así como la integración energética de
Sudamérica.
1.4 Importancia del Planeamiento
El sector de transmisión de energía en el Perú requiere de una alta
inversión para equilibrar la capacidad de generación y distribución eléctrica
proyectada para los próximos años, así como para ampliar la longitud total de
líneas de transmisión de 15,755 km en todo el país, de los cuales 5,711 km
corresponden a una tensión superior a 138 kW (36%), y 10,044 km a tensiones
iguales o menores a 138 kW (64%) (MINEM, 2009a).
4
Por su parte, la Asociación Brasileña de Grandes Empresas de
Transmisión de Energía Eléctrica (Abrate), ha registrado en dicho país una
longitud total de líneas de transmisión que llega a 95,621 km, de los cuales 77,854
km (81%) alcanzan una tensión superior a 138 kW, y 17,766 km, logran tensiones
menores o iguales a lo indicado (19%) (ABRATE, 2010). Esta situación de déficit
en la infraestructura de transmisión de energía de Brasil, como se aprecia en la
Figura 50, no es suficiente para atender las necesidades, lo cual resalta la
importancia del sector de transmisión de energía en el Perú, que permitirá exportar
los excedentes generados matriz energética local.
1.5 Justificación y Limitaciones del Planeamiento
Los niveles de crecimiento del Perú ya no pueden ser sostenidos con la
infraestructura existente. Los países vecinos sufren debido a la falta de energía
eléctrica, ocasionada tanto por el crecimiento industrial como por los problemas
del calentamiento global que han variado las frecuencias de las lluvias; así como
por los elevados costos monetarios y contaminantes de la generación eléctrica con
petróleo o carbón. Las limitaciones del presente estudio están definidas por la
complejidad de la información técnica existente y por la accesibilidad a la misma,
la cual, debido a su naturaleza estratégica y especializada, tiene, en algunos casos,
carácter de privada.
1.6 Alcance del Planeamiento
El presente estudio tiene un enfoque cualitativo, que se inicia con la
recopilación y validación de datos relevantes que permitan establecer un contexto
más amplio del tema en cuestión. Además, tiene un alcance descriptivo del
procesamiento de los datos y del análisis de la información recopilada, el cual
considera una coyuntura de transmisión en mediana y alta tensión a partir de 60
5
kW, que es donde se concentran las inversiones más grandes. El alcance de la
investigación se limita al análisis de la situación actual y a establecer una
propuesta estratégica para el desarrollo del sector de transmisión de energía
eléctrica en el Perú. Se concluye con la propuesta de estrategias que favorezcan el
desarrollo del sector transmisión.
1.7 Metodología del Planeamiento
El planeamiento será realizado bajo el enfoque cualitativo, dado que es
considerado como un estudio abierto, flexible, concreto y circunscrito al sector
eléctrico peruano desde la perspectiva del crecimiento económico del país.
Durante el proceso de planeamiento se aplicará la lógica inductiva, que va de lo
particular hacia lo general, y a través de la cual los datos ofrecerán nuevos
cuestionamientos y hechos que deberán ser estudiados en las matrices del proceso
de planeamiento estratégico. En ese sentido, será necesario revisar las
publicaciones especializadas elaboradas por las instituciones involucradas en el
proceso integral.
Las fuentes secundarias que se tendrán en cuenta para el desarrollo del
estudio, son principalmente las instituciones normativas y reguladoras, tales como
el MINEM, el OSINERGMIN, y el COES. Otras fuentes secundarias importantes
provendrán de los gremios empresariales, tales como la Sociedad Nacional de
Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), y la Comisión de Integración Energética
Regional (CIER). Finalmente, también serán consultadas las publicaciones
especializadas del sector, tales como las revistas Energiminas, Mundo Minero,
Revista CIER y las declaraciones de empresarios y ejecutivos del sector.
6
Capítulo II
Marco Teórico
La elaboración del plan estratégico del sector de transmisión eléctrica
peruano exige un adecuado entendimiento del entorno interno y externo, así como
de las normas que rigen el proceso de concesión de los contratos de transmisión
eléctrica y su aplicación. Del mismo modo, es preciso desarrollar eficientemente
las etapas establecidas en la preparación de un proceso estratégico: (a)
planeamiento, (b) implementación, y (c) control; las cuales serán beneficiosas si
se cuenta con un liderazgo y una cultura sectorial de cambio (D’Alessio, 2008).
2.1 Planeamiento Estratégico
El planeamiento estratégico considera las actividades útiles para formular
una metodología que permita pasar de una situación actual a una situación futura
deseada. El plan estratégico debe estar alineado con la visión y misión, así como
con los objetivos de corto y largo plazo, entre los cuales se incluye a todos los
factores externos e internos que tengan un impacto considerable en el sector de
transmisión eléctrico peruano. De este modo, para el desarrollo del presente
estudio se optó por utilizar el modelo secuencial de D’Alessio (2008), tal como se
muestra en la Figura 1. Los principales componentes en la formulación del plan
estratégico son:
1. La visión describe hacia dónde quiere llegar una organización en el largo
plazo a través de ideas generales y de algunas abstractas (Serna, 2007).
Consecuentemente, la visión debe ser clara, motivadora, ambiciosa; pero
realista. La comunicación de la visión a toda la organización es importante
para que todos los integrantes se sientan comprometidos con ella desde
sus funciones y responsabilidades.
7
Figura 1. El modelo secuencial del proceso estratégico.
Tomado de “El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia,” por D'Alessio,
2008.
2. La misión explica la naturaleza del sector y su finalidad; asimismo, define
qué se debe hacer para lograr el éxito. El propósito establecido por una
empresa para diferenciarse de otras es el alcance de sus operaciones en
términos de producto, mercado y tecnología, todo lo cual es definido como
la misión de la empresa (Pearce & Robinson, 2007).
3. La evaluación externa es el análisis del entorno que busca definir cuáles
son las fuerzas externas que impactan en el sector y cómo interactúan, ello
con el fin de identificar las ventajas dentro de las oportunidades y
8
minimizar las amenazas del sector de transmisión eléctrico peruano, tal
como se indica en la Figura 2 (Pearce & Robison, 2007).
Figura 2. El entorno externo de la empresa.
Tomado de “Formulation, Implementation & Control of Competitive Strategy,”
por Pearce & Robinson, 2007.
El análisis de la matriz EFE resume y evalúa la siguiente
información: política, gubernamental, y legal (P); económica y financiera
(E); social, cultural, y demográfica (S); tecnológica (T); y, ecológica y
ambiental (E), como resultado del análisis PESTE. Posteriormente, son
cuantificados los resultados de las oportunidades y amenazas a través de
una ponderación de peso y valor. El número de oportunidades y amenazas
deberá estar dentro de un rango de 10 hasta 20 factores críticos (D’Alessio,
2008, p. 125). El Modelo de las Cinco Fuerzas Competitivas de Michael E.
Porter (1998), permite conocer la estructura y atractividad de la industria
para el desarrollo de las estrategias que permitirán obtener el éxito
deseado. El análisis de la competitividad de la industria se identifica
mediante las siguientes fuerzas: (a) Rivalidad entre los Competidores, la
cual ocurre cuando algún competidor desea mejorar su posición en el
9
sector a partir de otro; (b) Poder de Negociación de los Clientes, el cual se
incrementa cuando en el sector de la industria existen pocos compradores
y los volúmenes de compra son grandes; (c) Poder de Negociación de los
Proveedores, el cual se incrementa cuando en el sector existen pocos
proveedores y los insumos son fundamentales en la industria, lo cual les
permite influir en el precio de los insumos, en perjuicio del margen de la
industria; (d) Ingreso Potencial de Nuevos Competidores, lo cual
dependerá mucho del nivel de las barreras de entrada en el mercado y de la
capacidad de reacción de las empresas del sector; y (e) Desarrollo
Potencial de Productos Sustitutos, el cual disminuye el rendimiento de la
industria debido a los bajos costos de los sustitutos.
El Análisis Competitivo, según D’Alessio (2008), el primer paso
para establecer una estrategia pertinente es la definición clara de los
competidores: en primer lugar de los actuales, luego, de los sustitutos y,
finalmente, de los entrantes. En seguida, el segundo paso es conocerlos
bien, sobre todo sus fortalezas y debilidades. El tercer paso indica que es
preciso conocer la intensidad de la competencia, las estrategias que emplea
y el estilo de liderazgo de sus directivos de acuerdo con la etapa del ciclo
de vida de la industria. Según David (1997), la Matriz de Perfil
Competitivo (MPC) es una herramienta útil para identificar a los
principales competidores de una organización, así como sus fortalezas y
debilidades, en relación con su posición estratégica. El propósito de esta
matriz es señalar en qué situación se encuentra una organización respecto
al resto de competidores. La matriz está basa en los factores clave de éxito
10
(FCE), que afectan a todos los competidores y son críticos para tener éxito
en el sector industrial (D’Alessio, 2008).
4. Evaluación Interna, D’Alessio (2008) afirmó que la situación de algunas
empresas ha sido ocasionada por una serie de factores que responden a un
sistema defectuoso, pero que, no obstante, pueden ser controlados por la
firma. Es así que, la evaluación del ciclo operativo está enfocada en
encontrar estrategias para capitalizar las fortalezas y neutralizar las
debilidades. El análisis AMOFHIT debe servir como soporte en la
estrategia de la toma de decisiones, las áreas que deben ser evaluadas son:
(a) administración y gerencia; (b) marketing y ventas; (c) operaciones y
logística; (d) finanzas y contabilidad; (e) recursos humanos; (f) sistemas de
información y comunicaciones; y (g) tecnología, investigación y desarrollo
(D’Alessio, 2008). La Matriz de Evaluación de Factores Internos permite
resumir y evaluar las principales fortalezas y debilidades en las áreas
funcionales de un negocio. El desarrollo de esta matriz requiere de una
lista de factores de éxito clave, los cuales deben ser identificados
previamente en la evaluación interna. Finalmente, el número de fortalezas
y debilidades deberá estar dentro de un rango de 10 hasta 20 factores de
éxito (D’Alessio, 2008).
Con todos los insumos recibidos de la evaluación interna y externa
del sector se formulan las matrices que permitan determinar las estrategias
necesarias para alcanzar la visión:
11
Matriz de Fortalezas, Oportunidades, Debilidades, y Amenazas
(FODA), según Garrido (2006), ésta es una de las matrices más
importantes y conocidas, pues a través de ella se buscan las diferentes
combinaciones entre los factores internos (fortalezas y debilidades) y
los factores externos (amenazas y oportunidades). Al respecto, David
(1997) indicó que la matriz FODA o AODF es instrumento que genera
cuatro tipos de estrategias sobre la base de las oportunidades (O),
amenazas (A), fortalezas (F) y debilidades (D). De igual modo, la
combinación entre ellas genera: (a) estrategias FO, que usan las
fuerzas para aprovechar las oportunidades; (b) estrategias (DO), que
superan las debilidades para aprovechar las oportunidades; (c)
estrategias (FA), que utilizan las fuerzas para evitar las amenazas; y
(d) estrategias DA, que reducen las debilidades y evitan las amenazas.
Matriz de la Posición Estratégica y Evaluación de la Acción, Garrido
(2006) señaló que esta herramienta permite determinar la apropiada
postura estratégica de una organización porque presenta dos
dimensiones internas: fortaleza financiera y ventaja competitiva (VC)
y dos dimensiones externas: estabilidad del entorno (EE) y fortaleza
de la industria (FI). Por su parte, David (1997) indicó que, según la
organización, muchas variables podrían generar cada una de las cuatro
posturas de la matriz PEYEA: (a) estrategia agresiva, con alta
fortaleza financiera (FF) y alta fortaleza de la industria (FI); (b)
estrategia competitiva, con alta fortaleza de la industria (FI) y baja
estabilidad del entorno (EE); estrategia conservadora, con alta
12
fortaleza financiera (FF) y baja ventaja competitiva (VC); (c)
estrategia defensiva, con baja estabilidad del entorno (EE) y baja
ventaja competitiva (VC).
Matriz Boston Consulting (BCG), es una matriz de portafolio, que
presenta gráficamente las diferencias que existen entre las distintas
divisiones. Asimismo, ayuda a determinar la posición competitiva de
las divisiones o productos, en términos de su participación relativa del
mercado y del crecimiento de las ventas de la industria. La matriz
BCG tiene dos ejes: el eje X corresponde a la posición de la partición
relativa de la industria, mientras que el eje Y corresponde al
porcentaje del crecimiento del mercado (D’Alessio, 2008). La matriz
BCG tiene definidos cuatro cuadrantes. El cuadrante I ubica las
divisiones o productos signos de interrogación, con alta tasa de
crecimientos de ventas pero baja participación de mercado. El
cuadrante II contiene a las divisiones o productos estrellas, ubica
productos que tienen alta tasa de crecimiento de ventas y alta tasa de
participación de mercado. El cuadrante III contiene a las divisiones o
productos vacas lecheras, que tienen alta participación en el mercado y
con baja tasa de crecimiento de ventas. El cuadrante IV contiene a las
divisiones o productos perros, que tienen baja participación en el
mercado y con bajo crecimiento del mercado (D’Alessio, 2008, p.
310).
Matriz Interna y Externa, es una matriz de portafolio porque en ella
son graficadas cada una de las divisiones o productos de la
13
organización. Esta matriz es preparada a partir de los puntajes
obtenidos en las matrices EFE (eje Y) y EFI (eje X) para cada
división. Por todo ello, ofrece una mayor amplitud para reflejar y
evaluar las complejidades de los negocios de una organización
multidivisional (D’Alessio, 2008). Esta matriz se caracteriza por
contar con tres regiones que sugieren estrategias diferentes: (a) región
uno, la cual sugiere crecer y construir; (b) región dos, la cual
recomienda retener y mantener a través de la administración de las
utilidades; y (c) región tres, la cual sugiere cosechar o desinvertir
recursos (D’Alessio, 2008).
Matriz de la Gran Estrategia, esta matriz está basada en la situación de
un negocio, la cual es definida en términos de crecimiento del
mercado (rápido o lento) y de acuerdo con la posición competitiva de
la empresa en dicho mercado –fuerte o débil– (D’Alessio, 2008). Al
analizar estas dos variables, es posible categorizar a un negocio en uno
de los cuatro cuadrantes: (a) Cuadrante uno, la empresa tiene una
posición competitiva fuerte en un mercado de crecimiento rápido; (b)
Cuadrante dos, posición competitiva débil en un mercado de
crecimiento rápido; (c) Cuadrante tres, posición competitiva débil en
un mercado de crecimiento lento; y (d) Cuadrante cuatro, posición
competitiva fuerte en un mercado de crecimiento lento. Para cada uno
de los cuatro cuadrantes se deben seguir estrategias sugeridas
(D’Alessio, 2008, p. 324).
14
Matriz de Decisión, esta matriz corresponde a la tercera etapa de la
formulación, en la cual todas las estrategias generadas en las matrices
FODA, PEYEA, IE y GE se agrupan para conformarla. A través de
ella es posible identificar las estrategias con un mayor número de
repeticiones, las cuales no deben ser las genéricas alternativas, sino las
específicas detalladas. Dichas estrategias deben ser calificadas según
su relación con los factores clave de éxito, para lo cual será necesario
escoger las que se repiten tres veces o más; las que no, deben dejarse
como estrategias de contingencia (D’Alessio, 2008, p.332).
Matriz Cuantitativa del Planeamiento Estratégico (MCPE), se usa
como entradas a los resultados obtenidos en la primera y segunda
etapa, y permite evaluar objetivamente a las estrategias posibles, ello
sobre la base de la identificación previa de factores críticos de éxito
interno y externo. Adicionalmente, esta matriz cuenta con las
estrategias específicas generadas en las matrices FODA, PEYEA, IE,
y GE (D’Alessio, 2008).
Matriz de Estrategias, Objetivos de Largo Plazo, en esta matriz se
debe verificar qué objetivos de largo plazo alcanzarán las estrategias
finalmente retenidas. Se puede dar el caso de que alguna estrategia no
logra ninguno de los objetivos, con lo cual se convertiría en una
estrategia de contingencia adicional. Si durante la implementación,
alguna de las estrategias retenidas presentara dificultades, se debe
evaluar cuáles de las estrategias de contingencia del primer grupo
podrían ejecutarse.
15
Matriz de Rumelt, esta matriz verifica si las estrategias seleccionadas
cumplen los criterios de consistencia, consonancia, factibilidad y
ventaja para ser aceptados.
Matriz de Ética, esta matriz verifica si las estrategias seleccionadas
cumplen los aspectos de los derechos, justicia y utilitarismo.
2.2 Implementación
En la etapa de implementación se ejecutan las estrategias en base a los
objetivos de corto plazo para paulatinamente llegar a los objetivos de largo plazo.
En esta etapa se define como se realizará el plan estratégico. Los principales
conceptos a desarrollarse en esta fase son:
1. Objetivos de Corto Plazo, que son las metas para lograr los objetivos
de largo plazo.
2. Recursos, son las capacidades de la organización que se asigna a los
objetivos de corto plazo para lograr las estrategias.
3. Políticas, son los límites para lograr los objetivos de corto plazo e
implementar las estrategias.
4. Estructura organizacional, es como está organizado el sector para
lograr sus objetivos.
En la etapa de implementación es importante el liderazgo y la cultura
organizacional para promover el cambio que plantea la etapa de formulación. Es
importante utilizar herramientas de gestión como el benchmarking para comparar
los recursos de la organización frente a sus competidores existentes o potenciales.
16
2.3 Control
La etapa de control se realiza en todo el proceso estratégico para asegurar
que se cumplan las metas y los objetivos trazados. El tablero de mando es una de
las más conocidas herramientas de gestión que permiten controlar y identificar por
medio de indicadores a través de cuatro perspectivas: financiera, cliente, proceso
interno y aprendizaje de la organización. Todo el resumen del proceso estratégico
se puede apreciar en la matriz del plan estratégico integral que ayuda al control y
reajustar los cambios necesarios para lograr los objetivos.
17
Capítulo III
Situación Actual
Según el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) (2010), el
crecimiento de la Economía peruana en los últimos años, así como las condiciones
favorables de sus principales indicadores macroeconómicos para el futuro, han
originado que el sector de transmisión de energía pueda operar con toda su
capacidad para atender la creciente demanda de los sectores productivos. En este
contexto, los sectores que demandan mayor energía son los de la minería e
hidrocarburos, y los sectores industriales, principalmente. Tal es el caso de los
proyectos de inversión pública y privada, los cuales ya han sido confirmados para
el período 2010 y 2011, los mismos que se desarrollarán, sobre todo, en la sierra y
en la selva, pues estas zonas son las que demandan más energía para acelerar su
proceso de industrialización y desarrollo regional (BCRP, 2010a). Asimismo, se
estima que el consumo eléctrico aumentará en 10% respecto al año 2009. Es así
que, para atender esta demanda se requiere un incremento de 1,300 MW en el
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), para lo cual será necesario
invertir US$1,000 millones en la construcción de nuevos proyectos de centrales
térmicas y eléctricas de generación de energía (Lozano, 2010).
Cabe precisar que se ha desatendido el problema de la falta de
infraestructura y déficit energético en el Perú, tanto en los sectores de generación,
transmisión y distribución, tal como lo demuestra la caída total de energía en seis
departamentos del sur del país el 14 de enero de 2010. Esta coyuntura causó
pérdidas económicas en las industrias, así como alarma en las poblaciones de
Abancay, Cusco, Arequipa, Puno, Moquegua, y Tacna (Ochoa, 2010).
18
Así también, el fuerte incremento de la demanda y el desarrollo de la
economía a una tasa de 9.8% durante el año 2008, evidenció la falta de
infraestructura y una reserva energética deficitaria, por lo que se estima que la
demanda de electricidad crecería hasta 8.0% en el Perú durante el año 2010, dado
que un número mayor de empresas grandes y medianas han elevado sus
requerimientos, como las mineras (Dammert, 2010). Todo ello es consecuencia de
la falta de planificación de largo plazo para el sector energía, de la carencia de una
visión del país hacia el futuro, así como de la falta de identificación de objetivos
nacionales que orienten las decisiones de los gobiernos. Por esta razón, se plantea
la necesidad de contar con un plan estratégico que oriente el desarrollo del sector
para los próximos veinte años, sobre la base del potencial hidroeléctrico no
aprovechado y de las grandes oportunidades generadas por la integración
energética en Sudamérica, principalmente, con los países limítrofes (Butrón,
2009a).
En el Perú, el sector minero es el que demanda mayor cantidad de energía,
tanto para el desarrollo de sus operaciones como para la puesta en marcha de
nuevos proyectos, tales como Toromocho, Las Bambas, Antapaccay, Tía María,
entre otros. De este modo, se estima que el sector minería e hidrocarburos, para el
período 2010 y 2011, alcanzará los US$13,383 millones en inversiones, lo cual
representa el 59.2% del total en el Perú; mientras que la inversión eléctrica
alcanzará el 8%, el sector industrial el 9% y la inversión en infraestructura 14%.
En este contexto, se calcula que para el año 2030, la demanda de potencia
eléctrica se triplicará, lo cual significa 13,000 MW adicionales a la capacidad
19
actual; mientras que los proyectos de generación eléctrica en etapa de ejecución
de obras aportarán 2,578 MW hasta el año 2014 (BCRP, 2010a, p. 56-58).
Así, para mantener el crecimiento económico de América Latina, será
necesario un aumento de 144% en la capacidad de generación eléctrica hasta el
año 2030. Esta situación supone que los países inviertan en la diversificación de
fuentes de energía renovables: eólica, solar, geotérmica, entre las principales
(Sánchez, 2009). Cabe mencionar que en la región existe una tendencia de retorno
hacia los grandes proyectos hidráulicos como reacción ante la subida de los
precios de los combustibles, así como consecuencia de la integración entre los
países para complementar su demanda. Tal es el caso de Colombia, que exporta
500 MW a Ecuador; Brasil exporta 500 MW a Uruguay, y existen intercambios de
emergencia de 100 MW entre Colombia y Venezuela; todo lo cual coloca al Perú
como un potencial abastecedor de energía (Perroni, 2010). De este modo, es
posible sostener que el Perú puede convertirse en un importante exportador de
energía en la región, pues cuenta con un gran potencial hidroeléctrico y reservas
de gas natural. No obstante, para alcanzar dicho objetivo será necesario atender
una serie de factores: (a) captar grandes inversiones, (b) presentar buenos
proyectos, (c) garantizar un marco regulatorio y legal estable, (d) alinearse con los
asuntos medioambientales y sociales, (e) y establecer un entorno macroeconómico
adecuado (Quijandría, 2010).
Las inversiones en el sector eléctrico, tanto en la generación, transmisión y
distribución, se sustentan en el crecimiento económico del país y este, a su vez,
está basado en la producción y exportación de minerales. Así, debido a que China
es el principal comprador de los metales peruanos, existe una correlación con el
20
crecimiento de la economía de dicho país asiático. De acuerdo con los reportes
correspondientes, en China se ha estimado un crecimiento del producto bruto
interno (PBI) de 9.2% para los años 2010 y 2011; mientras que para Estados
Unidos este indicador alcanzaría el 3.1% y 2.9%, respectivamente. Si se
confirman las proyecciones de ambos países, existiría una mayor viabilidad de los
proyectos energéticos y eléctricos en el ámbito local.
Las proyecciones de crecimiento del Perú para los años 2010 y 2011 son
de 5.5%, y de América Latina y el Caribe son 3.5% y 3.7%, respectivamente, lo
cual indicaría una mayor demanda de energía en la región –circunstancia que
favorece a los proyectos energéticos y el retorno de la inversión– (BCRP, 2010a,
p. 43).
La primera exportación de energía eléctrica a Ecuador se realizó el 17 de
noviembre de 2009, sobre la base del Decreto de Urgencia 109-2009 publicado el
13 de noviembre de dicho año, el cual autorizaba a Electroperú S.A.,
conjuntamente con el Comité de Operación Económica del Sistema
Interconectado Nacional (COES), a suscribir contratos temporales de exportación
de los excedentes de energía eléctrica con la Corporación Nacional de Electricidad
(CNEL) de Ecuador, a través del enlace 220 kW Zorritos-Machala (COES,
2010a). Actualmente, Colombia exporta a Ecuador y Venezuela alrededor de 500
MW y 120 MW respectivamente, cifras que están basadas en las transacciones
internacionales de electricidad y que representan el 4.4% de las necesidades de
energía de Ecuador, lo cual genera un ingreso total de US$500 millones anuales
para el Estado colombiano.
21
Como parte de este proceso, el Perú ha firmado un convenio de integración
con Brasil para desarrollar estudios sobre el potencial de los proyectos
hidroeléctricos para exportar energía a Brasil. Dichos tratados favorecerán los
ingresos por canon hidroeléctrico a las localidades, se incrementaría la
recaudación de la caja fiscal a través de impuestos a la renta y, principalmente, se
aseguraría la construcción de centrales hidroeléctricas para el futuro (Dammert,
2010).
Los agentes participantes en el sector electricidad son: (a) los promotores,
Ministerio de Energía y Minas (MINEM), gobiernos regionales, y Proinversión;
(b) reguladores del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
(OSINERGMIN), la Defensoría del Pueblo, el Instituto Nacional de Defensa de la
Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI), y el
COES; y (c) agentes directos, que representan a las compañías eléctricas de
generación, transmisión, distribución y a sus clientes. Asimismo, el sector
transmisión de energía está normado por la Ley de Concesiones Eléctricas 25844,
a través de la cual el MINEM encarga a Proinversión la concesión de los
proyectos por medio de subastas y licitaciones. Esto permite que se obtengan
ingresos reglamentados por las entidades reguladoras, por plazos de 30 años. De
esta manera, para impulsar el desarrollo del sector transmisión de energía es
necesario establecer procedimientos claros en el otorgamiento de los derechos
eléctricos por parte del MINEM, así como la elaboración e implementación de
planes de transmisión que fomenten la competencia entre los agentes de acuerdo
con las políticas, criterios y metodología del MINEM (MINEM, 2009a).
22
Según el Plan Referencial de Electricidad 2008-2017, publicado por el
MINEM en marzo de 2010, la visión de la planificación del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN) respecto a las líneas de transmisión troncales está
fundamentada en el diagnóstico, las estrategias y en el desarrollo estratégico. Es
así que, el diagnóstico es evaluado bajo tres atributos: (a) la capacidad de
transmisión, (b) la confiabilidad de equipos, y (c) la capacidad para
interconexiones internacionales. Por su parte, la estrategia está basada en la
adecuada identificación de los objetivos de largo plazo, y también contempla: (a)
la definición de la metodología de orientación hacia el objetivo, (b) el criterio
básico de planificación, y (c) el criterio básico de asignación de proyectos en el
mercado (MINEM, 2010a).
La responsabilidad de planificar el desarrollo de las líneas de transmisión
de energía en el Perú corresponde al COES, el cual debe proponer al Estado,
conjuntamente con el MINEM, el lanzamiento de nuevos procesos de licitación de
líneas de transmisión necesarias para satisfacer demandas futuras. Por otro lado,
los estudios relacionados con la planificación están sustentados en el Plan
Referencial Eléctrico 2008-2017, el cual requiere de un estricto seguimiento para
garantizar su cumplimiento, y evitar así el desabastecimiento eléctrico, tal como el
ocurrido en la última década. Para el Centro Nacional de Planeamiento
Estratégico (CEPLAN), la energía es fundamental para el planeamiento
estratégico nacional. Por esta razón, es preciso analizar las perspectivas
energéticas futuras y su relación con la disponibilidad del agua y otras fuentes
renovables, a través de un comité multidisciplinario de profesionales y
23
funcionarios dedicados a la correcta identificación de los indicadores, las acciones
estratégicas y los proyectos prioritarios (Zolezzi, 2009).
3.1. Panorama Actual del Sector Energía Eléctrica
El sector eléctrico en el Perú está conformado por empresas privadas y
públicas, que operan en tres importantes sectores: (a) generación eléctrica, (b)
transmisión de energía, y (c) distribución de la energía eléctrica. Entre las
empresas eléctricas más representativas en cada uno de los sectores referidos se
tiene a 14 empresas de generación, de las cuales nueve pertenecen al sector
privado y cinco al sector público; en el sector transmisión de energía son siete las
empresas, todas ellas privadas; mientras que en el sector distribución, son 18:
ocho privadas y 10 públicas. Las centrales eléctricas con capacidad de generación
superior a 20 MW son 41, las que, en conjunto, alcanzan 5,585 MW, de los cuales
2,927 MW corresponden a 21 centrales hidroeléctricas y 2,658 MW a 20 centrales
termoeléctricas, de las cuales seis son abastecidas con gas natural, lo que genera
una capacidad de 1,719 MW (MINEM, 2009a).
En 2009, la producción de energía eléctrica del sistema eléctrico
interconectado nacional alcanzó 29,807.25 GWh, de los cuales 11,055.58 GWh
(37.09%) correspondieron a una fuente térmica, y 18,751.67 GWh (62.91%) a una
fuente hidráulica. La mayor productora de la fuente térmica es Enersur, con
3,927.93 GWh, y la menor es San Gabán, con 2.32 GWh. Para el caso de la fuente
hidráulica, Electroperú S.A. es la mayor productora, con 7,048.89 GWh, y la
menor es Gepsa, con 19.13 GWh, tal como se muestra en la Tabla 1. De la fuente
térmica, por tipo de tecnología, la de mayor producción corresponde a turbo gas,
24
con 6,083.92 GWh (55.03%), seguido del ciclo combinado vapor-gas, con 3,260
GWh (29.49%). Entretanto, al turbo vapor y diesel le corresponden 1,462.54 GWh
(13.23%) y 249.12 GWh (2.25%), respectivamente, tal como se muestra en la
Tabla 2 (COES Sinac, 2010).
Tabla 1
Producción de Energía Eléctrica del SEIN durante el Año 2009
Número Empresas Hidroeléctrica Termoeléctrica GWh %
1 Cahua 537.42 0 537.42 1.80
2 Corona 147.82 1.81 149.63 0.50
3 Edegel 4119.81 3682.47 7802.28 26.18
4 Eepsa 0 579.81 579.81 1.95
5 Egasa 674.11 68.81 742.92 2.49
6 Egemsa 757.68 0 757.68 2.54
7 Egenor 2131.68 77.05 2208.73 7.41
8 Egesur 102.26 0 102.26 0.34
9 Electroandes 1134.14 0 1134.14 3.80
10 Electroperú 7048.89 119.01 7167.9 24.05
11 Enersur 821.72 3927.93 4749.65 15.93
12 Kallpa Generación 0 1237.92 1237.92 4.15
13 San Gabán 733.75 2.32 736.07 2.47
14 Shougesa 0 132.88 132.88 0.45
15 Termoselva 0 1038.13 1038.13 3.48
16 Santa Cruz 22.49 0 22.49 0.08
17 SDF Energía 0 187.44 187.44 0.63
18 Chinango 500.59 0 500.59 1.68
19 Gepsa 19.13 0 19.13 0.06
20 Celepsa (2) 0.18 0 0.18 0.00
Total 18751.67 11055.58 29807.25 100.00
% 62.9 37.1 100.0
Nota. Tomado de “Estadística de Operaciones 2009,” por COES–SINAC, 2010a.
25
Tabla 2
Producción Termoeléctrica del SEIN por Tipo de Tecnología (2009)
Número Tipo de tecnología GWh %
1 Turbo gas 6,083.92 55.0
2 Turbo vapor 1,462.54 13.2
3 Diesel 249.12 2.3
4 Ciclo combinado 3,260.00 29.5
Total 11,055.58 100.0 Nota. Tomado de “Estadística de Operaciones 2009,” por COES–SINAC, 2010a.
La transmisión de energía eléctrica en el Perú cubre, a través del SEIN, las
regiones con tensión nominal de 220 kW, 138 kW y 60 kW; y en los próximos
años incluirá la tensión de 500 kW, tal como lo indica la Tabla 3. En el año 2011
comenzarán a operar líneas de transmisión con 500 kW de tensión: Chilca–
Planicie–Zapallal, con una extensión de 94 km; y Mantaro–Caravelí–Montalvo,
con 761 km. Para el año 2013 empezarán a funcionar las líneas de transmisión
Zapallal–Chimbote–Trujillo y Chilca–Marcona–Caravelí, tal como se observa en
la Tabla 4 (MINEM, 2009a).
Tabla 3
Longitud de Líneas de Transmisión del SEIN
Sistema de
líneas 220 kW 138 kW
66.33
kW
Longitud en
km
1
Circuito
2
Circuitos
Total 1
Circuito
2
Circuitos
Total Total
Principal de
transmisión 1450.9 1468.9 2919.8 400.6 0 400.6 -
Secundario
de
transmisión
3095.6 2137.8 5233.4 2580.4 233 2813.4 1801.3
(a)
Total 4546.5 3606.7 8153.2 2981 233 3214 1801.3
Nota. Tomado de “Estadística de Operaciones 2009,” por COES – SINAC, 2010a.
ª Considera el sistema secundario de REP y empresas generadoras.
26
Tabla 4
Portafolio de Proyectos de Transmisión
Año en Línea de transmisión Medio Empresa Tensión Longitud Inversión
operación ganadora kW km (MM US$)
Chilca–Planicie–Zapallal Proinversión ISA 500 94 52
Mantaro–Caravelí–Montalvo Proinversión Isonor 500 761 146
Carhuamayo–Paragsha–
Conococha–Huallanca–Cajamarca Proinversión Abengoa 220 697 106
2011 Cerro Corona–Carhuaquero
Machupicchu–Cotaruse (2do circuito) Proinversión Isonor 220 204 35
Tintaya–Socabaya Proinversión Por definir 220 228 49
Independencia–Ica (2do circuito) MINEM Por definir 220 55 13
Piura–Talara (2do circuito) Proinversión Por definir 220 104 23
Pomacocha–Carhuamayo Proinversión Por definir 220 111 18
Zapallal–Chimbote–Trujillo Proinversión Por definir 500 505 200
2013 Chilca–Marcona–Caravelí Proinversión Por definir 500 580 218
Zorritos–Talara (2do circuito) Proinversión Por definir 220 137 29
Onocora–Tintaya Proinversión Por definir 220 75 15
Puno–Azángaro–Tintaya Por definir Por definir 220 240 52
Carhuaquero–Chiclayo (2do circuito) Por definir Por definir 220 83 19
Trujillo–Guadalupe (2do circuito) Por definir Por definir 220 103 23
2014 Chiclayo–Piura (2do circuito) Por definir Por definir 220 211 44
Guadalupe–Chiclayo (2do circuito) Por definir Por definir 220 84 19
Trujillo–Cajamarca (2do circuito) Por definir Por definir 220 137 29
Ventanilla–Chavarria (4to circuito) Por definir Por definir 220 11 4
2017 Chavarria–Barsi (3er circuito) Por definir Por definir 220 9 4
Ventanilla–Zapallal (3er circuito) Por definir Por definir 220 18 6
Total 4,447 1,104
Nota. Tomado de “Perú Sector Eléctrico 2009,” por MINEM, 2009a.
Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BROCHURE%20electricidad%202009.pdf.
27
Tabla 5
Longitud de Líneas de las Principales Empresas de Transmisión en 2008
Número Nombre de empresa Tensión (kW) Total Participación
220 138 60–69 50 < (km) %
1 Consorcio Energético Huancavelica S.A. 147.9 223.2 371.1 2.4
2 Consorcio Transmantaro 603 603 3.8
3 Eteselva S.R.L. 392 392 2.5
4 Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. 261.7 130.5 392.2 2.5
5 Etenorte S.R.L. 82.7 259.5 342.2 2.2
6 Red de Energía del Perú S.A.–REPSA 3,073.7 1,237.5 30.4 4,341.6 27.6
7 Red Eléctrica del Sur 427.8 427.8 2.7
8 Otros (a) 721.9 2,008.8 4,608.6 1,545.8 8,885.1 56.4
Total 5,710.7 3,636.3 4,862.2 1,545.8 15,755 100.0 Nota. Tomado de “Anuario Estadístico de Electricidad 2008,” por MINEM, 2009b. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=244.
ª Corresponde a empresas del mercado eléctrico y de uso propio.
Durante el año 2008, la longitud total del SEIN alcanzó los 15,755 km, siendo la empresa REPSA la de mayor participación, tal como se muestra en la Tabla 5 (MINEM, 2009b). Por su parte, la
venta de electricidad durante marzo de 2010 alcanzó los 2,483 GWh, lo cual evidenció un incremento de 8.48% respecto a marzo de 2009. Dicha comercialización de energía eléctrica fue tanto libre como
regulada y proyectó una venta anual de 30,000 GWh, tal como se muestra en la Tabla 6 (MINEM, 2010b). La distribución alcanzó durante el año 2008, los 27,003.3 GWh, con una facturación de
US$2,212.03 millones, mostrando diferentes porcentajes de participación de las empresas.
Tabla 6
Venta de Energía Eléctrica por Mercado y Tipo de Empresa
Empresas
Marzo 2009 Marzo 2010 Variación
%
Libre Regulado Total Libre Regulado Total
GWh GWh GWh GWh GWh GWh
Generación 884 0 884 975 0 975 10.29
Distribución 146 1,258 1,404 159 1,348 1,507 7.34
Total 1,030 1,258 2,288 1,134 1,348 2,482 8.48 Nota. Tomado de “Avance estadístico del subsector eléctrico: Cifras de marzo 2010,” por MINEM, 2010b. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/novedadesSector.php?idSector=6
28
Tabla 7
Ventas de Energía Eléctrica a Clientes Finales (GWh) en 2008
Empresas
Libre Regulado Total Participación %
GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$
Generadoras 10,708.55 714,668 0.00 0 10,708.55 714,668 39.66 32.31
Chavimochic (2) 0.00 0 8.56 875 8.56 875 0.03 0.04
Coelvisac 74.03 4,891 76.60 5,368 150.63 10,259 0.56 0.46
Edecañete 11.37 680 71.01 6,554 82.38 7,234 0.31 0.33
Edelnor 929.05 52,543 4,213.97 388,618 5,143.02 441,161 19.05 19.94
Electro Oriente (2) 0.00 0 332.44 47,493 332.44 47,493 1.23 2.15
Electro Pangoa 0.00 0 1.51 214 1.51 214 0.01 0.01
Electro Puno 19.83 2,269 177.13 20,398 196.96 22,667 0.73 1.02
Electro Sur Este 61.50 4,233 295.62 37,769 357.12 42,002 1.32 1.90
Electro Sur Medio 33.82 2,954 514.70 45,216 548.53 48,170 2.03 2.18
Electro Tocache 0.00 0 11.63 1,192 11.63 1,192 0.04 0.05
Electro Ucayali 9.11 636 163.85 15,799 172.96 16,435 0.64 0.74
Electrocentro 101.84 5,144 499.14 62,156 600.98 67,300 2.23 3.04
Electronoroeste 5.64 696 737.58 64,977 743.22 65,673 2.75 2.97
Electronorte 30.35 1,863 473.89 49,124 504.24 50,987 1.87 2.30
Electrosur 0.00 0 260.23 25,223 260.23 25,223 0.96 1.14
Emsemsa 0.00 0 8.99 1,040 8.99 1,040 0.03 0.05
Emseusa 0.00 0 7.63 1,111 7.63 1,111 0.03 0.05
Hidrandina 29.61 1,862 1,135.93 111,340 1,165.53 113,202 4.32 5.12
Luz del Sur 380.61 24,405 4,952.90 444,810 5,333.51 469,215 19.75 21.21
Seal 41.97 3,073 617.78 62,012 659.75 65,085 2.44 2.94
Sersa 0.00 0 4.98 827 4.98 827 0.02 0.04
Distribuidoras 1,728.71 105,249 14,566.07 1’392,116 16,294.78 1’497,365 60.34 67.69
Total 12,437.26 819,917 14,566.07 1’392,116 27,003.33 2’212,033 100.00 100.00
46.1% 37.1% 53.9% 62.9% 100.0% 100.0% Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a.
29
Es así que, las empresas que mayor participación han obtenido en ventas y facturación son Luz del Sur y Edelnor: la primera alcanzó 19.8% y 21.2%, y la segunda 19% y 19.9%. Contrariamente,
Electro Pangoa fue la que tuvo menor participación (0.01% en ambos rubros), tal como se muestra en la Tabla 7. Es importante determinar que el nivel de facturación y ventas respecto a la interconexión, el
nivel de tensión y el tipo de uso de la energía distribuida, son aspectos fundamentales para la evaluación actual, tal como se muestra en la Tabla 8. En relación con la venta de energía y facturación por
departamentos, Lima es el de mayor participación en ambos rubros; mientras que Apurímac y Madre de Dios presentan los niveles más bajos de participación, tal como se indica en la Tabla 9
(OSINERGMIN, 2009a).
Tabla 8
Ventas y Facturación por Interconexión, Nivel de Tensión y Tipo de Uso
Concepto Libre Regulado Total Participación %
GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$
Por interconexión
SEIN 12,437.26 819,918 14,076.27 1’321,597 26,513.53 2’141,515 98.2 96.8
Sistemas aislados 0.00 0 489.80 70,519 489.80 70,519 1.8 3.2
Total 12,437.26 819,918 14,566.07 1’392,116 27,003.33 2’212,034 100.0 100.0
Por nivel de tensión
Muy alta tensión 7,063.38 487,431 0.00 0 7,063.38 487,431 26.2 22.0
Alta tensión 2,066.37 118,601 70.70 4,022 2,137.07 122,623 7.9 5.5
Media tensión 3,307.52 213,886 4,982.04 318,924 8,289.56 532,810 30.7 24.1
Baja tensión 0.00 0 9,513.32 1’069,170 9,513.32 1’069,170 35.2 48.3
Total 12,437.26 819,918 14,566.07 1’392,116 27,003.33 2’212,034 100.0 100.0
Por tipo de uso
Alumbrado público 0.00 0 676.44 72,044 676.44 72,044 2.5 3.3
Comercial 0.00 0 5,199.28 421,032 5,199.28 421,032 19.3 19.0
Residencial 0.00 0 6,250.88 699,588 6,250.88 699,588 23.1 31.6
Industrial 12,437.26 819,918 2,439.48 199,453 14,876.74 1’019,371 55.1 46.1
Total 12,437.26 819,918 14,566.07 1’392,117 27,003.33 2’212,035 100.0 100.0 Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a.
30
Tabla 9
Venta de Energía y Facturación según Departamentos
Departamentos Libre Regulado Total Participación %
GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$
Amazonas 0 61.25 8,074 61.25 8,074 0.2 0.4
Ancash 1,056.93 50,785 387.08 37,725 1,444.01 88,510 5.3 4.0
Apurímac 30.57 2,349 38.90 5,030 69.47 7,379 0.3 0.3
Arequipa 1,531.24 65,450 617.78 62,012 2,149.02 127,462 7.9 5.8
Ayacucho 11.65 883 73.40 8,579 85.05 9,462 0.3 0.4
Cajamarca 578.56 25,388 123.45 14,421 702.00 39,809 2.6 1.8
Cusco 438.46 14,806 229.37 27,191 667.83 41,997 2.5 1.9
Huancavelica 185.40 10,664 28.32 3,717 213.72 14,381 0.8 0.7
Huánuco 16.36 673 85.40 11,488 101.76 12,161 0.4 0.6
Ica 964.65 72,426 578.95 49,283 1,543.60 121,709 5.7 5.5
Junín 976.58 60,211 252.38 31,052 1,228.95 91,263 4.5 4.1
La Libertad 427.19 19,713 656.34 62,635 1,083.52 82,348 4.0 3.7
Lambayeque 30.35 1,863 398.29 38,643 428.64 40,506 1.6 1.8
Lima 3,788.67 202,869 9,250.83 841,428 13,039.50 1’044,297 48.2 47.2
Loreto 0.00 0 260.97 29,578 260.97 29,578 1.0 1.3
Madre de Dios 0.00 0 27.36 5,547 27.36 5,547 0.1 0.3
Moquegua 1,622.72 245,606 73.19 7,977 1,695.91 253,583 6.3 11.5
Pasco 476.73 25,673 69.17 8,380 545.91 34,053 2.0 1.5
Piura 133.58 6,889 613.86 54,232 747.44 61,121 2.8 2.8
Puno 149.24 12,480 177.13 20,398 326.37 32,878 1.2 1.5
San Martín 9.27 554 142.08 19,935 151.35 20,489 0.6 0.9
Tacna 0.00 0 187.04 17,246 187.04 17,246 0.7 0.8
Tumbes 0.00 0 123.72 10,745 123.72 10,745 0.5 0.5
Ucayali 9.11 636 163.85 15,799 172.96 16,435 0.6 0.7
Total 12,437.26 819,918 14’620.067 1’391,115 27,057.33 2’211,033 100.0 100.0 Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a.
31
El sector eléctrico tiene grandes expectativas de crecimiento para los
próximos años debido a las inversiones proyectadas en la generación eléctrica de
energía, especialmente hidráulica, las cual es más rentable y preserva
adecuadamente las reservas de gas natural. Entre ellas están: (a) Central
Hidroeléctrica de Inambari, concesionada por la Empresa de Generación Eléctrica
Amazonas Sur S.A.C., con 1,500 MW de capacidad, ubicada en Cusco, Puno y
Madre de Dios; (b) Central Hidroeléctrica de Paquitzapango, concesionada por
Paquitzapango Energía S.A.C., con 1,379 MW de capacidad, ubicada en Junín; (c)
Central Hidroeléctrica Santa María, concesionada por Energía Azul S.R.L., con
750 MW de capacidad, ubicada en Ayacucho y Apurímac; y (d) Central
Hidroeléctrica Veracruz, concesionada a la Compañía Energética Veracruz
S.A.C., con una capacidad de 730 MW, ubicada en Cajamarca y Amazonas
(MINEM, 2009c). En relación con el proyecto de Inambari, Egasur –conformada
por las empresas brasileñas OAS, Furnes y Eletrobras– solicitará la prórroga de la
concesión temporal que mantiene actualmente y que vence el 23 de junio de 2010.
Anteriormente, no se pudo llegar a un acuerdo debido a diferencias con la
población (Miguel, 2010).
Respecto al sector transmisión, se proyecta en el plan transitorio de
transmisión una inversión de US$1,104 millones para la implementación de
nuevas líneas de transmisión entre el período 2011–2017, entre las que destacan
las de 500 kW debido a su mayor capacidad. Dentro de los proyectos registrados
en el plan referencial de electricidad, se prevé una inversión de US$1,823
millones para el período 2017–2028, tal como se observa en la Tabla 10. Cabe
añadir que los proyectos de transmisión pueden operar bajo un sistema
garantizado o bajo un sistema complementario. El sistema garantizado está
definido por el plan de transmisión y es otorgado mediante licitación o subasta
32
pública; el sistema complementario parte de la iniciativa privada o de planes
regionales (MINEM, 2010a).
3.2. Perspectivas de Crecimiento del Sector de Energía Eléctrica
En el plan referencial de electricidad se ha proyectado hasta el año 2027 la
demanda de energía y potencia según tres contextos posibles: el optimista, el
medio y el conservador; cada uno con su respectiva tasa de crecimiento, tal como
se muestra en las Figuras 3 y 4. Las tasas de crecimiento optimistas corresponden
a 6.32% para la demanda de energía y a 6.53% para la de potencia, con lo cual se
proyecta el comportamiento de la demanda para los próximos 20 años. Según el
cálculo hecho, se proyecta una demanda anual de energía de 92.91 mil GWh, así
como una demanda de potencia de 13.97 GW para el año 2027, tal como se
aprecia en la Tabla 11 (MINEM, 2010a).
De este modo, la proyección de la demanda se sustenta en el crecimiento
de la economía y en las implementaciones de proyectos mineros, de irrigación,
industriales e inmobiliarias. Entre dichos proyectos destacan Toromocho en Junín
y las ampliaciones en Cajamarquilla, Southern y Cementos Yura; así también, se
tiene a las Minas Conga, Michiquillay y Galeno, entre otras importantes
inversiones que demandarán una potencia de 2,500 MW hasta el año 2017
(MINEM, 2010). La inversión pública creció 25.9% durante el año 2009 y se
espera un crecimiento de 19.8% y 6% para los años 2010 y 2011; mientras que
para el PBI se proyecta una tasa anual de 5.5% para el mismo período,
proyectándose un fuerte crecimiento de la expansión de la electrificación rural en
el país (MINEM, 2009d). Adicionalmente, el plan rural de expansión eléctrica,
que desde el año 2006 ha llevado energía a 4,200 localidades rurales y tiene
previsto alcanzar las 10,000 hacia fines de 2010, y ha electrificado, solo en Puno
2,200 poblados, ha beneficiado a 400,000 peruanos (García, 2010).
33
Tabla 10
Plan de Inversión en Transmisión de Energía, Período 2017– 2028
Año en Líneas de transmisión Tensión Longitud Inversión
operación Inversiones 2018–2027 kW km (MM US$)
2019 Paquitzapango–Sumabeni–Campo Armiño (doble circuito) 500 170 139
2021
Inambari–Urubamba–Sumabeni–Campo Armiño (doble
circuito) 500 590 443
2022 Trujillo Norte–Piura Oeste 500 400 150
Campo Armiño–Zapallal (doble circuito) 500 324 247
Campo Armiño–Chilca 500 270 105
Chilca–San Juan (doble circuito) 500 48.5 54
Zapallal–Ventanilla–Chavarria (doble circuito) 500 29 40
Pomacocha–Pachachaca–Oroya Nueva (segundo
circuito) 220 35.1 11
Socabaya–Montalvo (3er circuito) 220 107 23
2023 Manseriche–Piura Oeste (doble circuito) 500 430 321
2025 Urubamba–Sumabeni–Campo Armiño 500 240 104
2027 Marcona–Caravelí 500 220 87
San Juan–Santa Rosa–Chavarria 500 34.6 32
Chiclayo Oeste–Derivación Olmos (tercer circuito) 220 106 23
Onocora–Machupicchu 220 211 44
Total 3,215.2 1,823 Nota. Tomado de “Plan Referencial de Electricidad 2008-2027,” por MINEM, 2010a. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=280.
34
Tabla 11
Proyección de la Demanda de Energía y Potencia para el SEIN
Escenario Optimista Medio Conservador
Demanda Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia
Unidades
miles
GWh GW
Miles
GWh GW
Miles
GWh GW
Tasa 6.32% 6.53% 5.74% 5.97% 5.14% 5.38%
2008 29.00 4.20 29.00 4.20 29.00 4.20
2009 30.83 4.47 30.66 4.45 30.49 4.43
2010 32.78 4.77 32.42 4.72 32.06 4.66
2011 34.85 5.08 34.29 5.00 33.71 4.92
2012 37.06 5.41 36.25 5.30 35.44 5.18
2013 39.40 5.76 38.33 5.61 37.26 5.46
2014 41.89 6.14 40.54 5.95 39.17 5.75
2015 44.54 6.54 42.86 6.30 41.19 6.06
2016 47.35 6.97 45.32 6.68 43.31 6.39
2017 50.34 7.42 47.92 7.08 45.53 6.73
2018 53.52 7.91 50.67 7.50 47.87 7.09
2019 56.91 8.42 53.58 7.95 50.33 7.47
2020 60.50 8.97 56.66 8.42 52.92 7.88
2021 64.33 9.56 59.91 8.93 55.64 8.30
2022 68.39 10.18 63.35 9.46 58.50 8.75
2023 72.71 10.85 66.99 10.02 61.51 9.22
2024 77.31 11.56 70.83 10.62 64.67 9.71
2025 82.20 12.31 74.90 11.26 67.99 10.24
2026 87.39 13.11 79.20 11.93 71.49 10.79
2027 92.91 13.97 83.74 12.64 75.16 11.37 Nota. Tomado de “Plan Referencial de Electricidad 2008-2027,” por MINEM, 2010a. Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=280
Por su parte, el acuerdo binacional establecido entre Perú y Brasil cuenta
con cinco proyectos de centrales hidroeléctricas con una potencia de 6,673 MW;
entre ellos Inambari, la cual generaría 2,200 MW. Estos proyectos pueden ser
ventajosos y beneficiar al país en diferentes aspectos del desarrollo nacional, dado
que una integración energética apunta a mejorar los niveles de sustentabilidad con
35
un concepto amplio de desarrollo y mediante un enfoque de complementariedad
(Paúcar, 2010). Cabe señalar que existe una fuerte oposición al proyecto de
Inambari, pues será necesario reubicar a 3,400 colonos de la zona, se inundarán 27
centros poblados de San Gabán, serán embalsadas 410,000 hectáreas de bosques,
serán afectados 65 km del tramo IV de la Carretera Interoceánica y, finalmente, se
pondrá en riesgo el ecosistema del Parque Nacional de Bahuaja-Sonene (Sánchez,
2010). Los estimados indican que, para el año 2030, la demanda de potencia se
triplicará y serán necesarios 13,000 MW adicionales para satisfacerla, ya que las
centrales eléctricas concesionadas alcanzan únicamente 2,578 MW, potencia que
solo podrá cubrir los requerimientos de energía hasta el año 2016 (BCRP, 2010).
Figura 3. Curva de crecimiento de la potencia según tres contextos hasta el año
2027. Tomado de “Plan Referencial de Electricidad 2008-2027,” por MINEM,
2010a. Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=280.
36
Figura 4. Curva de crecimiento de la energía según tres contextos hasta el año
2027. Tomado de “Plan Referencial de Electricidad 2008-2027,” por MINEM,
2010a. Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=280.
Tal como sucede en cualquier sector, existen dificultades que deben
enfrentarse. En diciembre de 2009, el MINEM rescindió el contrato de concesión
(valorado en US$319 millones) a la empresa Isonor de España, pues se solicitó la
postergación del mismo por 18 meses debido a la falta de financiamiento, con ello
se agudiza el problema de sobrecarga existente como en el sur del Perú, tal como
se puede apreciar en la Figura 5. Como consecuencia, se canceló el diseño,
construcción y mantenimiento de dos líneas de transmisión: Mantaro–Caravelí–
Montalvo de 760 km y 500 kW de tensión, y Machu Picchu–Cotaruse de 200 km
y 220 kW de tensión (Cámac, 2010). Así también, existe una fuerte resistencia al
proyecto Tía María, ubicado en la provincia de Islay, Arequipa, debido al temor
de los agricultores a quedar desabastecidos de agua en el valle del Tambo, ya que
el proyecto consume siete millones de metros cúbicos de agua. Para resolver este
37
problema, ha sido creada una mesa técnica conformada por un integrante del
Ministerio del Ambiente, por cinco miembros de la sociedad civil y por cinco
representantes de la empresa Southern Perú Cooper Corporation, para que en un
plazo de 90 días se emita un informe con los acuerdos que conduzcan a la
solución definitiva del problema (Velásquez, 2010).
Figura 5. Sobrecarga del SEIN en el sur del Perú.
Tomado de “Mashup de fuentes de energía para el Sur de Perú,” por Barreda,
2007. Recuperado de
http://www.geographos.com/BLOGRAPHOS/articulos/Energia%20sur%202.jpg.
Es así que los aspectos relacionados con la responsabilidad empresarial
deben ser considerados durante el proceso de elaboración de los estudios de
impacto ambiental en las zonas de influencia. De igual manera, debe prevalecer
una adecuada comunicación con las autoridades, comunidades y pobladores.
3.3 Conclusiones
Existe una relación entre las proyecciones de crecimiento de la economía
peruana y el nivel de inversión en los proyectos energéticos destinados a atender
una mayor demanda industrial, comercial y residencial. Esto deberá ser
38
complementado con el proceso de integración regional, el cual permitirá exportar
energía a los países vecinos, tal como se hizo con Ecuador a través de un decreto
de urgencia, con Brasil mediante los megaproyectos evaluados recientemente y
con Chile, país que desde hace algunos años tiene un déficit energético.
Asimismo, el uso del gas natural como fuente para las generadoras
termoeléctricas, conjuntamente con los proyectos de generación de energía
renovable, ofrecen al inversionista nacional o extranjero muchas y mayores
oportunidades de desarrollo.
Finalmente, es prioritario atender los efectos sociales de los proyectos de
transmisión eléctrica, pues se debe considerar el impacto ambiental que pueda
ocasionar su implementación: la contaminación de las aguas de río, la
deforestación de los bosques, la reducción de agua para los cultivos, entre otros.
Entretanto, las consecuencias inevitables obligan a los inversionistas a compensar
esta situación mediante la construcción de represas para el almacenamiento de
agua, la reforestación de zonas vulnerables y la construcción de nuevas viviendas
para los pobladores que deben abandonar las zonas donde se lleva a cabo el
proyecto (como es el caso del proyecto minero Toromocho en Junín). En estos
casos, le corresponde al Gobierno normar y regular al sector de energía, de tal
forma que se fomente la inversión y que, al mismo tiempo, se proteja el equilibrio
del medio ambiente y de las comunidades.
39
Capítulo IV
Visión, Misión, Valores y Código de Ética
4.1 Visión
El sector de transmisión eléctrico es estratégico debido a su importancia en
el desarrollo y crecimiento de la industria. Por tal motivo, su visión debe definir lo
que se desea lograr en el largo plazo. La revisión de las visiones de las principales
empresas nacionales e internacionales de este sector en la región permitió analizar
a cuatro de ellas en el Perú y a tres organizaciones de los otros países en el resto
de Sudamérica, para determinar si todas ellas cumplían con las siete
características antes expuestas (D’Alessio, 2008). Así, en el ámbito nacional se
evidencia la falta de determinación del plazo para alcanzar la visión y el sentido
de urgencia.
Asimismo, las organizaciones carecen de una idea clara de hacia dónde se
quiere llegar, excepto la transnacional REP (Grupo ISA), tal como se puede
apreciar en la Tabla 12. Respecto al entorno regional sudamericano, la empresa
Chilectra no ha mostrado un horizonte de tiempo, mientras que Eletrobras no
indica un alcance geográfico preciso debido a que su estrategia se concentra
únicamente en Brasil. Contrariamente, el Grupo ISA sí tiene una visión muy clara
y definida en todos sus aspectos organizativos, lo cual es resumido en la Tabla 14.
A partir de este contexto, se plantea la siguiente visión: en el año 2030, el
sector de transmisión eléctrico deberá contar con una infraestructura que le
permita transmitir 150,000 GWh anual de manera óptima para atender la demanda
40
interna y externa, satisfaciendo altos niveles de competitividad en términos de
calidad, confiabilidad y costo, respetando el medio ambiente y las comunidades.
4.2 Misión
La misión debe definir la razón de ser del sector de transmisión eléctrico;
es decir, debe concentrar todo aquello que sea necesario para lograr el éxito y,
asimismo, debe estar alineada con la visión. Tal como en el caso de la visión, la
revisión de las misiones de las principales empresas nacionales e internacionales
de este sector en la región permitió analizar a cuatro de ellas en el Perú y a tres
organizaciones de los otros países en el resto de Sudamérica, para determinar si
todas ellas cumplían y aplicaban adecuadamente con los nueve componentes de la
misión (Pearce, 1982). Así, en el ámbito nacional destacan dos empresas: REP y
Redesur, las cuales cumplen con los requisitos que definen adecuadamente una
misión; mientras que Abengoa sigue dichos lineamientos en menor medida, tal
como se puede observar en la Tabla 13. Respecto al ámbito regional, se ha
detectado que las tres principales empresas del sector no cumplen con el requisito
de la preocupación por sus empleados, tal como se puede observar en la Tabla 15.
Sobre la base de este contexto, se plantea la siguiente misión: El sector de
transmisión eléctrico en el Perú debe abastecer de energía eléctrica a todos los
consumidores en el mercado peruano mediante una eficiente gestión de mejora
continua. Ello garantizará la satisfacción de las necesidades de los consumidores,
inversionistas y del Estado, todo lo cual evidenciará un alto compromiso con la
responsabilidad social corporativa y con la preservación del medio ambiente.
41
4.3 Valores
En suma, los valores que deben dirigir la marcha y las decisiones del
sector de transmisión eléctrico son:
1. Ética: Carácter moral de nuestros actos en tanto estén encaminados hacia
el bien individual o colectivo. Un pensamiento ético genera actitudes y
acciones limpias.
2. Innovación: Permanente identificación e implementación de acciones
en procura del logro de los resultados, a partir de soluciones
innovadoras y creativas.
3. Flexibilidad: Disposición para asimilar, entender y acoplarse a los
continuos cambios del entorno, la existencia de eventualidades e
imprevisiones.
4. Excelencia: Cumplimiento con los estándares de calidad en la
prestación de los servicios que lleve a un relacionamiento basado en la
confianza con los clientes y proveedores.
5. Compromiso: Para cumplir con los contratos establecidos y las
responsabilidades asumidas con la sociedad.
6. Responsabilidad Social: Compromiso con la búsqueda de una mejor
calidad de vida para sus empleados, sus familias, el medio ambiente y la
sociedad en general.
4.4 Lineamientos Éticos
Los lineamientos éticos del sector de transmisión eléctrico deben cumplir
con lo siguiente:
42
1. Respetar y cumplir los contratos y las normas vigentes del país con el
fin de crear un clima de mutua confianza en el sector.
2. Respetar los derechos, pensamientos, principios y costumbres de todas
las personas que trabajan en el sector.
3. Brindar seguridad a la vida e integridad física de las personas que
realizan trabajos de alto riesgo en el mantenimiento de las redes del
sector. Para lograr este propósito, se debe cumplir con todas las
normas y estándares internacionales de seguridad referentes a la
actividad diaria de mantenimiento de la infraestructura de transmisión
de energía.
4. Optimizar los recursos para cumplir con los objetivos de forma
eficiente y, de esta manera, lograr la disminución del impacto
ambiental.
5. La información debe ser veraz y transparente, además, debe estar
alineada con los valores de la organización para que las empresas
puedan competir en igualdad de condiciones.
6. El logro de los objetivos empresariales debe ser compatible con el
cumplimiento de la responsabilidad social corporativa para mantener
la armonía de todos los stakeholders del sector.
7. Mantener todos los activos de transmisión eléctrico en óptimo estado
para brindar seguridad a las comunidades aledañas y, con ello,
preservar el medio ambiente.
43
8. Respetar a las entidades de supervisión del sector, tales como
OSINERGMIN, COES y el MINEM.
44
Tabla 12
Visión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en el Perú
Empresa Visión
(1)
Simple, clara
y
comprensible
(2)
Ambiciosa,
convincente y
realista
(3)
Definida en
un horizonte
de tiempo
(4)
Proyectada a
un alcance
geográfico
(5)
Conocida
por todos
(6)
Crea un
sentido de
urgencia
(7)
Idea clara
desarrollada:
adónde desea ir
la organización
REP
Para 2011, ser la empresa líder en la gestión de sistemas de
transmisión de energía eléctrica en el Perú, siendo reconocidos como
modelo en Gestión y Responsabilidad Social Empresarial.
Ambiciosa Perú
Enersur
Somos una empresa generadora que suministra electricidad y brinda
soluciones energéticas innovadoras, aplicando las mejores prácticas
en beneficio de nuestros trabajadores, clientes y accionistas,
contribuyendo al progreso de las comunidades donde operamos.
X X X X X
Busca
crecimiento
No definida
No específica
No específica
Perú
No clara
Abengoa
Llegar a ser un referente mundial en el desarrollo de soluciones
tecnológicas innovadoras para el desarrollo sostenible.
X X X
No definida No definida
Redesur
Ser el referente en el sector eléctrico del Perú: referente en la
prestación de un servicio de transmisión de calidad; referente en el
impulso de nuevos proyectos de integración eléctrica dentro del
mercado andino; referente en la gestión empresarial; y referente en la
formación y desarrollo del personal.
X X
Busca
crecimiento
No definida Perú
45
Tabla 13
Misión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en el Perú
Empresa Misión
(1)
Cliente –
consumidores
(2)
Productos:
bienes o
servicios
(3)
Mercados
(4)
Tecnologías
(5)
Objetivo
supervivencia,
crecimiento, y
rentabilidad
(6)
Filosofía
(7)
Auto
concepto
(8)
Preocupación
por la imagen
pública
(9)
Preocupación
por los
empleados
REP Ser una empresa líder, en permanente expansión de su
oferta de generación eléctrica.
Enersur
Satisfacer las necesidades de transporte de electricidad
del mercado eléctrico peruano con instalaciones de
transmisión, transformación y la prestación de un
servicio que asegure la máxima disponibilidad, mediante
una gestión de mejora continua, que logre las
expectativas de nuestros accionistas, la conservación del
medio ambiente, la integridad social y la seguridad y
desarrollo del personal.
X X X X X X X X
Abengoa
Abengoa es una empresa tecnológica que aplica
soluciones innovadoras para el desarrollo sostenible en
los sectores de infraestructuras, medio ambiente y
energía, aportando valor a largo plazo a sus accionistas
desde una gestión caracterizada por el fomento del
espíritu emprendedor, la responsabilidad social, la
transparencia y el rigor.
X
Redesur
Satisfacer las necesidades de transporte de electricidad
del mercado eléctrico peruano con instalaciones de
transmisión, transformación y la prestación de un
servicio que asegure la máxima disponibilidad, mediante
una gestión de mejora continua, que logre las
expectativas de nuestros accionistas, la conservación del
medio ambiente, la integridad social y la seguridad y
desarrollo del personal.
46
Tabla 14
Visión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en Sudamérica
Empresa Visión
(1)
Simple, clara y
comprensible
(2)
Ambiciosa,
convincente y
realista
(3)
Definida en
un horizonte
de tiempo
(4)
Proyectada
a un alcance
geográfico
(5)
Conocida
por todos
(6)
Crea un
sentido de
urgencia
(7)
Idea clara
desarrollada:
adónde desea ir
la organización
ISA-Colombia
En el año 2016 el GRUPO ISA será una corporación de
negocios de US$3,500 millones de ingresos, de los
cuales el 80% serán generados fuera de Colombia.
Ambiciosa
TRANSELEC-Chile
La misión de Transelec es liderar en el desarrollo del
sistema eléctrico nacional, expandiendo en forma
sustentable y eficiente el sistema de transmisión y
mejorando rentable y continuamente la seguridad de
energía eléctrica a lo largo de todo el país.
X X
No definida
ELETROBRAS-Brasil
En el año 2020, el sistema más grande de la empresa
global de energía limpia, con rentabilidad comparable a
las de las mejores empresas en el sector de la
electricidad.
X
No definida
47
Tabla 15
Misión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en Sudamérica
Empresa Misión
(1)
Cliente -
consumidores
(2)
Productos:
bienes o
servicios
(3)
Mercados
(4)
Tecnologías
(5)
Objetivo
supervivencia
, crecimiento,
y rentabilidad
(6)
Filosofía
(7)
Auto
concepto
(8)
Preocupación
por la imagen
pública
(9)
Preocupación
por los
empleados
ISA-Colombia
Nuestra misión como grupo
empresarial es el desarrollo de
mercados mediante el diseño,
construcción y operación de
sistemas de infraestructura lineal.
Actuamos en un marco de relaciones
equilibradas entre las empresas de
ISA y sus partes interesadas para
agregar valor, generar confianza y
contribuir al desarrollo sostenible de
las sociedades donde se tiene
presencia.
X
TRANSELEC-Chile
La misión de Transelec es liderar en el
desarrollo del sistema eléctrico
nacional, expandiendo en forma
sustentable y eficiente el sistema de
transmisión y mejorando rentable y
continuamente la seguridad de energía
eléctrica a lo largo de todo el país.
X
ELETROBRAS
-Brasil
Actuar en los mercados de energía de
forma integrada y rentable y
sostenible.
X X X
48
Capítulo V
Evaluación Externa
5.1 Análisis Tridimensional de Hartmann
A continuación, en la Figura 6 se presenta el modelo del análisis tridimensional,
el cual señala los principales aspectos que deben ser considerados en la etapa de
relacionamiento con los demás países. Esto, para el caso del sector transmisión, implica
el estudio de las variables internas y externas que impactan en el crecimiento y en el
desarrollo del sector.
Figura 6. Análisis tridimensional de Hartmann.
Tomado de “Análisis tridimensional de Hartmann,” por Hartmann, 1978, citado en
D’Alessio, 2008.
Así, en los intereses nacionales se encuentran varios aspectos contrapuestos de
acuerdo con los grupos de poder o de interés. De este modo, el Gobierno intenta
establecer los mejores contextos para la inversión en líneas de transmisión; sin embargo,
49
siempre habrá fuerzas antagónicas, especialmente, en los períodos electorales. A esta
coyuntura también se deben sumar las aspiraciones mal dirigidas de los pueblos
indígenas y de las municipalidades, lo cual dificulta las negociaciones en la etapa de
construcción de la infraestructura. Por ello, el trazado más corto no siempre es factible
debido a los diferentes obstáculos que supone la ubicación de las propiedades que deben
ser atravesadas. En suma, los principales obstáculos son: (a) los arqueológicos, (b) la
topografía, (c) los temas de protección de la naturaleza, y (d) la propiedad que es
manejada por la servidumbre.
Por otra parte, el crecimiento económico de los países que colindan con el Perú,
principalmente Chile y Brasil, dependen de una continua fuente de provisión de energía,
la cual puede ser atendida sin problemas si se considera el potencial hidroeléctrico del
país (América Economía, 2010). Sin embargo, esta posibilidad técnica constituye un
importante impacto en el equilibrio actual del mercado energético peruano, cuya
máxima demanda, hasta la fecha, ha llegado a 4500 MW. Asimismo, hay otros factores
que podrían desestabilizar el equilibrio actual del mercado local, como por ejemplo, el
crecimiento escalonado de la generación de energía de Brasil. Esta situación se
evidencia con la implementación de la Central Hidroeléctrica de Inambari, la cual está
presupuestada para 2000 MW. Por este motivo, es importante revisar los temas de la
regulación y de la integración técnica. Adicionalmente, respecto a los precios y tiempos
de compromiso para el pago de la inversión, se deben considerar los valores estimados
de la energía que se lleva Brasil como parte de pago.
Del mismo modo, deben ser analizadas las eficiencias que son generadas y
destinadas a las represas en el territorio brasileño, gracias a la mayor disponibilidad de
agua proveniente de las represas aguas arriba. Finalmente, todos estos aspectos, que
50
aparentemente solo corresponden al tema de la generación, tendrán un gran impacto
negativo en las posibles soluciones que se planifiquen para la transmisión de energía en
el Perú. Esta situación será consecuencia de los conflictos sociales que pudieran
radicalizarse, así como de las dificultades técnicas que implica la construcción de una
línea de 750 kW en una zona de territorios inestables y remotos (Agencia Andina,
2009g).
5.2 Diamante de la Competitividad del Perú
El Perú es un país muy diverso en todos los aspectos; entre ellos, los más
relevantes para este estudio son: (a) el geográfico; (b) el socioeconómico; (c) el
ambiental; (d) el arqueológico; (e) el correspondiente a los procesos administrativos del
Estado; y (f) los intereses políticos, los cuales generan posiciones y grupos de interés
que, en muchos casos, ocasionan retrasos y hasta posibles cancelaciones de inversión –
tal como sucede en el proyecto Tía María– (Gestión, 2010a). Ante este contexto, se
tomará como base al Diamante de Competitividad de Porter para esquematizar la
competitividad del sector transmisión, tal como se muestra en la Figura 7.
Figura 7. Análisis de la ventaja competitiva de las naciones de Porter.
Tomado de “El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia,” por D’Alessio, 2008.
ESTRATEGIA, ESTRUCTURA Y
RIVALIDAD DE LAS
EMPRESAS
INDUSTRIAS
RELACIONADAS Y DE
APOYO
CONDICIONES DE LOS
FACTORES
CONDICIONES DE LA
DEMANDA
Licitaciones de Proinversión
Marco regulatorio
Financiamiento en tiempo de crisis
Competencia oligopólica
Crecimiento del sector minero
Crecimiento de la industria
Condiciones ambientales y laborales
estrictas.
Generación eléctrica en ciclo
combinado creciente
Convenios de integración energética
Necesidades de personal experto
Incremento de la generación a ciclo
combinado
Acuerdos de exportación de energía
por generación hidráulica con Brasil
Rol del
gobierno
Rol de las
empresas
51
El enfoque de Porter muestra que la capacidad de un país para crear diferencia y
desarrollo respecto a los demás está influenciado por cuatro condiciones amplias: (a) los
factores; (b) la demanda; (c) las industrias relacionadas y de apoyo; y (d) la estrategia,
estructura y rivalidad de las empresas.
Es el Gobierno el que debe promover el desarrollo del sector mediante la
creación de instrumentos legales y financieros pertinentes. Asimismo, debe evitar
intervenir como actor directo y, por el contrario, debe establecer una regulación que
incentive la inversión para mejorar la competitividad del sector y, de este modo, crear
un atractivo real para la inversión (Embajada de España en el Perú, 2010).
Respecto a las industrias relacionadas que fungen como apoyo para el sector, se
tienen muchos aspectos vinculados a la obtención de ventajas especializadas. Estas
ventajas se relacionan con el sector a través del crecimiento de la generación en ciclo
combinado, el cual compite con el consumo doméstico, tal como se puede apreciar en la
acción legal interpuesta por la generadora Kallpa debido a la inconstitucionalidad del
DS-048-2008-EM, que regula la distribución del gas natural (Expreso, 2010).
Respecto a la demanda, existen clientes muy exigentes que no aceptan márgenes
de error. Tal es el caso de las mineras y de la gran industria, para las cuales una parada
en el suministro de energía podría ocasionar pérdidas millonarias. De igual modo, es
necesario analizar rigurosamente las condiciones laborales de la ley de tercerización, los
requerimientos sociales y los requisitos ambientales para evitar atrasos que pudieran
postergar las inversiones o, finalmente, hacerlas costosas o inviables (Perú 21, 2010).
52
En relación con las estrategias, se debe incorporar la necesidad de contar con un
marco regulatorio que propicie el justo crecimiento de la industria. Ahora que en el Perú
ya operan dos grandes grupos económicos en el sector transmisión: la empresa
colombiana Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P–ISA, a través de sus filiales Consorcio
Transmantaro S.A., Red de Energía del Perú S.A., e Isa Sucursal Perú S.A.; y la
española ASA IBEROAMÉRICA S.L., a través de su vinculada Abengoa Transmisión
Norte S.A., corresponde vigilar la promoción de la inversión para garantizar el
adecuado financiamiento del crecimiento del país. Así lo expresa Quintana (2010): “De
esta manera, ante la ineficacia del marco legal existente para promover inversiones en
infraestructura de transmisión, se optó por un cambio regulatorio estructural para
establecer un sistema de competencia por el mercado que atrajera nueva inversión”.
5.3 Análisis PESTE
Los factores externos clave son evaluados sobre la base de un enfoque integral y
sistémico. Para ello, se debe realizar un análisis de las fuerzas políticas, económicas,
sociales, tecnológicas, ecológicas y competitivas, conocido como análisis PESTE
(D’Alessio, 2008).
5.3.1 Panorama económico.
A diferencia del primer semestre del año 2009, los indicadores económicos han
empezado a mejorar en los sectores construcción y minería. Lo mismo ha ocurrido con
las variaciones de la inflación, el tipo de cambio, el PBI y la reducción de la pobreza,
según las cifras dadas a conocer en setiembre de 2009 por Luis Carranza, ex ministro de
Economía y Finanzas, en el Congreso de la República.
53
Respecto a la inflación y al índice de precios al por mayor (IPM), se puede
apreciar que ambos indicadores están evolucionando al mismo ritmo, lo cual origina una
mayor presión hacia la población, tal como se muestra en la Figura 8.
Figura 8. IPM frente a inflación 2005–2009.
Tomado de “Reporte de Estadística. Consulta a Series Estadísticas,” por el BCRP,
2010b. Recuperado de
http://estadisticas.bcrp.gob.pe/GrafDinV2.asp?sConsulta=2691712200914022.
En relación con el tipo de cambio, es posible notar que en las últimas semanas el
nuevo sol se ha apreciado hasta alcanzar un valor de cambio de S/. 2.873 por el valor de
US$ 1.00. Esto crea un encarecimiento de los productos peruanos en el extranjero, lo
cual estimula la importación de productos, tal como se indica en la Figura 9. Ante esta
situación, el Banco Central de Reserva del Perú ha tomado la decisión de comprar
moneda extranjera para evitar así una mayor depreciación de la misma. De este modo,
se espera una recuperación en los últimos días del año (BCRP, 2010b).
Respecto a la evolución del PBI en los últimos 20 años, el Perú ha mantenido un
crecimiento interrumpido, el cual se evidencia en los ligeros descensos presentados
entre los años 1998 y 2002, tal como se muestra en la Figura 11.
54
Figura 9. Variación del tipo de cambio 2002–2009.
Tomado de “Reporte de Estadística. Consulta a Series Estadísticas,” por el BCRP,
2010b. Recuperado de
http://estadisticas.bcrp.gob.pe/GrafDinV2.asp?sConsulta=2691712200914022.
Otro factor que debe ser considerado es la reducción de la pobreza. Esta última
ha decrecido considerablemente en los últimos siete años, tal como se indica en la
Figura 10. Este aspecto se complementa con lo expresado por Carranza (2009), quien
señaló que el incremento del empleo ha incentivado la capacidad adquisitiva de la
población, con lo cual ha aumentado el consumo y se ha estimulado la industria, según
se muestra en la Figura 12. Según Chediek (2009), el Perú ha logrado reducir la extrema
pobreza desde 23% en 1991, hasta 12.6% en 2008, lo cual significa un amplio
cumplimiento, superior en 85%, de la meta planteada para el año 2015.
Figura 10. Tasa de pobreza nacional (% de la población).
Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009.
Recuperado de
ttp://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt.
55
Figura 11. PBI per cápita (US$).
Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009.
Recuperado de
http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt.
5.3.2 Fortalezas económicas locales.
A continuación, se muestran las principales fortalezas de la economía peruana
respecto a los países vecinos, según el análisis del comportamiento de: (a) la balanza en
cuenta corriente, (b) el PBI, y (c) la evolución de la inflación. Estos datos han sido
registrados en las publicaciones del Fondo Monetario Internacional (FMI), tal como se
indica en la Tabla 16. Por su parte, en la Figura 12 se muestra la evolución de la
inflación peruana en el período 2002–2008, en el cual se mostró estabilidad. Asimismo,
el FMI ha previsto que el Perú liderará el crecimiento económico en la región, por lo
cual se espera un incremento de su Producto Bruto Interno de 6.25% en el año 2010. De
igual manera, se pronostica un crecimiento considerable en Chile y México (El
Comercio, 2010a).
Tal como se puede apreciar en el informe del BCR respecto a la proyección de la
inflación, ésta, en abril de 2010 cerró en 0.03%, pero esta cifra podría alcanzar hasta un
4% a fin de año, tal como lo se indica en la Figura 13 (BCRP, 2010a).
4 4254 422
3 766
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Prom: 1991 – 2009: US$ 2 495
56
Figura 12. Inflación variación anual 2002–2010 PBI per cápita (US$).
Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009.
Recuperado de
http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt.
A partir de la revisión de las proyecciones preparadas por el BCRP, de acuerdo
con el Latin Focus Consensus Forecast –que es una de las fuentes más importantes de
análisis económico para la región–, se puede apreciar que el Perú mantiene los mejores
indicadores de crecimiento. Esta tendencia hace que el país sea reconocido
internacionalmente como un lugar seguro para las inversiones.
Ahora bien, si se considera el mismo reporte de marzo de 2010, es posible notar
que las apreciaciones del FMI han mejorado; el Perú es el país de mayor crecimiento en
la región, con un incremento proyectado de 6.3% del PBI para 2010 y de 6.0% para
2011. Esto puede ser explicado, principalmente, por el incremento mundial del valor de
los metales, así como por la dinámica interna de la economía. Por ello, se espera que la
inflación peruana llegue a 1.5% en 2010 y a 1.8% en 2011; frente al 2.9% registrado en
2009. Asimismo, el FMI indicó que el Perú registrará un déficit por cuenta corriente de
22
11,79,9 9,1
7,25,9 5,6
3,7
32,0
5,94,4
2,44,44,75,2
6,94,0
6,1
1,1
4,14,82,0
0
5
10
15
20
25
30
35
Venezuela Argentina Uruguay Paraguay Brasil Colombia Bolivia Ecuador Mexico Chile Peru
Prom. 2002-2008 Prom. 2009-2010 (Proyección)
57
0.7% del PBI en 2010 y del 1.8% en 2011; frente al superávit de 0.2% del PBI
registrado en 2009, tal como se muestra en las Tablas 16 y 17.
5.3.3 Medidas locales tomadas por el BCRP.
Cabe señalar que, desde setiembre de 2008, el Banco Central de Reserva del
Perú, tomó una serie de medidas económicas para enfrentar a la crisis y, con ello, logró
controlar los principales indicadores. Adicionalmente, se han realizado importantes
esfuerzos respecto a los estímulos fiscales, tal como se puede apreciar en el análisis
comparativo mostrado en la Figura 14. Del mismo modo, gracias a la descentralización
se ha logrado un impacto positivo en la inversión y la deuda pública, tal como se
muestra en la Figura 15 y 16.
Figura 13. Proyección de la inflación.
Tomado de “Reporte de Inflación de Marzo 2010. Panorama actual y proyecciones
macroeconómicas 2010-2011,” por Banco Central de Reserva del Perú, 2010a.
Recuperado de http://www.bcrp.gob.pe/docs/Publicaciones/Reporte-
Inflacion/2010/marzo/Reporte-de-Inflacion-Marzo-2010.pdf.
58
Tabla 16
Relación Entre el PIB Real, los Precios del Consumidor y el Saldo de Cuenta Corriente
PBI Real Precios al consumidor Balance en cuenta corriente1
2007 2008 2009 2010 2007 2008 2009 2010 2007 2008 2009 2010
Hemisferio occidental 5.7 4.2 -2.5 2.9 5.4 7.9 6.1 5.2 0.4 -0.7 -0.8 -0.9
Sudamérica y México 2 5.7 4.2 -2.7 3.0 5.3 7.7 6.3 5.3 0.7 -0.3 -0.6 -0.6
Argentina 8.7 6.8 -2.7 1.5 8.8 8.6 5.6 5.0 1.6 1.4 4.4 4.9
Brasil 5.7 5.1 -0.7 3.5 3.6 5.7 4.8 4.1 0.1 -1.8 -1.3 -1.9
Chile 4.7 3.2 -1.7 4.0 4.4 8.7 2.0 2.3 4.4 -2.0 0.7 -0.4
Colombia 7.5 2.5 -0.3 2.5 5.5 7.0 4.6 3.7 -2.8 -2.8 -2.9 -3.1
Ecuador 2.5 6.5 -1.0 1.5 2.3 8.4 5.0 3.0 3.5 2.3 -3.1 -3.0
México 3.3 1.3 -7.3 3.3 4.0 5.1 5.4 3.5 -0.8 -1.4 -1.2 -1.3
Perú 8.9 9.8 1.5 5.8 1.8 5.8 3.2 2.0 1.1 -3.3 -2.1 -2.3
Uruguay 7.6 8.9 0.6 3.5 8.1 7.9 7.5 7.4 -0.3 -4.6 -1.6 -2.0
Venezuela 8.4 4.8 -2.0 -0.4 18.7 30.4 29.5 30.0 8.8 12.3 1.8 5.4
Centro América 6.9 4.2 -0.7 1.8 6.8 11.2 3.8 3.8 -7.0 -9.3 -5.0 -6.6
Caribe 5.6 3.0 -0.5 1.6 6.7 11.9 3.5 5.2 -2.0 -3.7 -4.1 -2.3 Nota. Tomado de “Reporte del panorama económico mundial de octubre de 2009,” por el FMI, 2009. p. 103. Recuperado de http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2009/02/pdf/text.pdf 1 Porcentaje del PBI, 2 Incluye Bolivia y Paraguay
Tabla 17
Introducción de Perspectivas de la Economía Mundial y Global
PBI Real Precios al consumidor Balance en cuenta corriente1
Proyecciones Proyecciones Proyecciones
2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011 2008 2009 2010 2011
América 4.3 -1.8 4.0 7.9 6.0 6.2 6.2 5.9 -0.6 -0.5 -1.0 -1.2
Sudamérica y México 4.3 -1.9 4.1 7.6 6.1 6.3 6.3 6.0 -0.3 -0.3 -0-9 -1.1
Brasil 5.1 -0.2 5.5 4.1 5.7 4.9 5.1 4.6 -1.7 -1.5 -2.9 -2.9
México 1.5 -6.5 4.2 4.5 5.1 5.3 4.6 3.7 -1.5 -1.06 -1.01 -1.04
Argentina 6.8 0.9 3.5 3.0 8.6 6.3 10..1 9.1 1.5 2.8 2.8 2.0
Colombia 2.4 0.1 2.2 4.0 7.0 4.2 3.5 3.7 -2.8 -1.8 -3.1 -2.9
Venezuela 4.8 -3.3 -2.6 0.4 30.4 27.1 29.7 33.1 12.3 2.5 10.5 10.8
Perú 9.8 0.9 6.3 6.0 5.8 2.9 1.5 1.8 -3.7 0.2 -0.7 -1.8
Chile 3.7 -1.5 4.7 6.0 8.7 1.7 2.0 3.0 -1.5 2.2 -0.8 -2.1
Ecuador 7.2 0.4 2.5 2.3 8.4 5.1 4.0 3.5 2.2 -1.1 -0.6 -1.6
Bolivia 6.1 3.3 4.0 4.0 14.0 3.5 3.3 3.7 12.1 3.5 2.6 2.0
Uruguay 8.5 2.9 5.7 3.9 7.9 7.1 6.2 6.0 -4.8 0.8 -1.0 -0.9
Paraguay 5.8 -4.5 5.3 5.0 10.2 2.6 3.9 3.6 -2.4 -2.2 -1.5 -1.2
Centro América 4.3 -0.6 2.7 3.7 11.2 3.5 3.5 4.1 -9.1 -2.0 -5.4 -5.7
Caribe 2.9 0.4 1.5 4.3 12.0 3.6 6.4 4.8 -1.6 -3.1 -2.0 -1.2 Nota. Tomado de “Reporte del panorama económico mundial de octubre de 2009,” por el FMI, 2009. p. 79. Recuperado de http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2010/01/pdf/text.pdf
59
Porcentaje del PBI
Figura 14. Paquetes de estímulo fiscal: 2008-2010 (% del PBI).
Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009.
Recuperado de
http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt
Figura 15. Ejecución de los gobiernos regionales: inversión pública proyectada a
diciembre de 2009 (agosto-diciembre, devengado estimado por los pliegos).
Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009.
Recuperado de
http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt
9,2
4,94,5 4,4 4,2
3,52,9 2,8 2,8
2,21,9 1,7 1,5 1,5 1,4 1,3
0,6 0,5 0,3
3,4
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Ara
bia
Saudí
Esta
dos U
nid
os
Austr
alia
Chin
a
España
Ale
mania
Perú
Sudáfr
ica
Core
a
Canadá
Japón
Indonesia
Rusia
Rein
o U
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o
Méxic
o
Fra
ncia
Arg
entina
Bra
sil
India
Italia
60
Figura 16. Indicadores del Perú comparado con sus principales pares.
Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009.
Recuperado de
http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt
5.3.4 Análisis político, gubernamental y legal (P).
Respecto a la estabilidad política, las empresas peruanas y extranjeras de
los distintos sectores desarrollan sus operaciones dentro del país bajo un marco de
amplia estabilidad política y macroeconómica, según el modelo económico que
funciona desde 1990. Adicionalmente, las acertadas políticas monetarias y fiscales
han favorecido las inversiones públicas y privadas en diversos sectores
industriales, lo cual ha promovido, sobre todo, el dinamismo de las inversiones
públicas extranjeras. Los sectores más atractivos para estas inversiones son la
minería, los hidrocarburos y el sector energía eléctrica.
Otros aspectos que deben ser considerados para fortalecer la estabilidad
política del país son: (a) la mejora de la calidad del gasto social, (b) la reducción
de los niveles de pobreza, (c) la provisión adecuada de los servicios públicos e
61
infraestructura básica, y (d) el mantenimiento del orden interno. Es también
importante el fortalecimiento de los partidos políticos para brindar seguridad
jurídica y mantener la estabilidad política en el largo plazo, con lo cual será
posible evitar la incertidumbre que genera cada cambio de gobierno en los
gremios empresariales e inversionistas. Estos factores son determinantes para
incrementar la atracción de inversión pública y privada, tanto nacional como
extranjera.
Finalmente, en el sector de transmisión de energía, la estabilidad política y
la firma de contratos de concesión a largo plazo ofrecen la seguridad y confianza
necesaria para los inversionistas. Estos son contratos ley en los que se especifican
los derechos y obligaciones del concedente (Estado Peruano) y de la empresa
concesionada. Este contrato otorga el derecho de explotar las líneas de
transmisión y subestaciones eléctricas, así como otros equipos durante el tiempo
de vigencia del contrato, el cual, una vez concluido, pasará íntegramente a poder
del Estado.
Respecto a la estabilidad fiscal, la tasa de impuesto a la renta que rige para
todas las empresas está fijada en 30% sobre las utilidades netas obtenidas al cierre
del ejercicio. Sin embargo, durante el período de vigencia del contrato, el Estado
puede ofrecer a la empresa concesionada convenios de estabilidad jurídica en
materia tributaria, con tasas inferiores a 30%, sobre todo, cuando se trata de
inversiones en zonas alejadas o de frontera, y de energía renovable.
Respecto a la estabilidad legal, el MINEM, a través del Marco General
Regulatorio del Subsector de Electricidad, indicado en el Apéndice A, regula y
controla las concesiones eléctricas en el país. Adicionalmente, se otorgan
62
beneficios tributarios a través de los siguientes dispositivos legales: (a) Ley 1058,
que establece la depreciación acelerada hasta de 20% anual; y (b) Ley 28876, que
establece la recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas (IGV).
Complementariamente, las leyes que tienen como fin perfeccionar los
mecanismos de inversión son establecidas a través de: (a) Ley 1401, que
promueve el uso eficiente del gas natural; y (b) Ley 1002, que concede ventajas
competitivas a los proyectos de generación con energías renovables.
Respecto a la Ley de Tercerización, el día 13 de setiembre de 2008 se
publicó en el Diario Oficial El Peruano el Decreto Supremo 006-2008-TR, que
reglamenta la nueva Ley de Servicios de Tercerización 29245 y el Decreto
Legislativo 1038. Los alcances de la norma están dirigidos a regular los casos en
que procede la tercerización, con lo cual se establecen los requisitos, derechos y
obligaciones de las partes. Es con esta norma que se redefine la vinculación de los
tres elementos que conforman la tercerización: (a) la empresa principal solicitante
del servicio especializado, (b) la fuerza laboral que se traslada hacia el campo de
operaciones para ejecutar las actividades, y (c) la empresa tercerizadora
responsable de la ejecución de la obra o servicio (Ley 29245).
Cabe precisar que la industria peruana ha venido aplicando el proceso de
tercerización desde algunos años atrás, con especial énfasis en los sectores
minero, eléctrico, de construcción, textil, pesquero, entre otras industrias. Durante
estos años, este proceso se desarrolló de tal manera que no coincidía con las
buenas prácticas del libre comercio, fundamentada, principalmente, en el respeto a
las leyes laborales y al pago de beneficios a los trabajadores. Con la nueva
normativa quedó explícito que toda empresa tercerizadora deberá asumir la
63
responsabilidad de los servicios prestados por su cuenta y riesgo, contará con
recursos financieros propios, será responsable de los resultados, y los trabajadores
estarán bajo su exclusiva subordinación (Ley 29245).
La implementación de esta ley se enmarca dentro de los compromisos del
Estado Peruano asumidos mediante la firma de los Tratados de Libre Comercio
(TLC) y los convenios suscritos con la Organización de Naciones Unidas (ONU).
Estos decretos pueden influir en la eficiencia del Estado y en la relación laboral-
empresarial (Editorial de El Comercio, 7 de julio de 2008). Así, la influencia en la
eficiencia puede concretarse debido a la alta especialización de las tareas, así
como también por el enfoque hacia las actividades esenciales que prestarían las
empresas principales. Para una adecuada fiscalización, el Ministerio de Trabajo y
Promoción del Empleo (MTPE) ha impulsado las inspecciones laborales, las
cuales operan conjuntamente con los juzgados, para que, en caso que se detecten
irregularidades en la contratación de personal, se proceda inmediatamente a la
inserción de los trabajadores en la planilla de la empresa principal.
De acuerdo con este contexto general planteado, la empresa principal
deberá contratar empresas que se ajusten estrictamente a la ley; vale decir, que
asuman los costos de la formalidad, que mantengan precios competitivos y que
garanticen un servicio eficiente. En tal sentido, se prevé el surgimiento de nuevos
contextos empresariales, en los cuales será posible crear desafíos y oportunidades
para las empresas integradas en el proceso de tercerización. Por lo tanto, en la
medida que la tercerización sea administrada correcta y eficientemente, será
identificada como un importante instrumento de gestión, con capacidad para
impulsar el desarrollo y generar valor en la cadena industrial.
64
Asimismo, en el estudio Doing Business 2010 del Banco Mundial se
presentan indicadores cuantitativos sobre las regulaciones empresariales que
dificultan y propician los negocios, y respecto a la protección de los derechos de
propiedad, los mismos que son susceptibles de comparación entre las 183
economías analizadas.
De este modo, son analizadas las regulaciones que afectan a las diez fases
de la vida empresarial: (a) apertura de una empresa, (b) manejo de permisos de
construcción, (c) empleo de trabajadores, (d) registro de propiedades, (e)
obtención de crédito, (f) protección de inversores, (g) comercio transfronterizo,
(h) cumplimiento de contratos, (i) pago de impuestos, y (j) cierre de una empresa.
A continuación, en la Figura 17 se muestran los resultados del Perú, de sus
principales vecinos y de algunos países fuera de la región, los cuales pudieran ser
considerados relevantes. Las tarifas eléctricas de los países de la región por
MW/hora, Chile paga $80.0, Brasil $ 60.0, Perú $42.0, y Colombia $40.00;
dándole al Perú un importante margen para la exportación (Butrón, 2009b).
Figura 17. Reformas que simplifican los negocios en el mundo.
Tomado de “Doing Business,” por el Banco Mundial, 2010. Recuperado de
http://espanol.doingbusiness.org/ExploreEconomies/?economyid=152.
65
El Perú es uno de los países que ha realizado más reformas en el período
2008–2009, lo cual le ha permitido mejorar sus factores de competitividad en la
región. A su vez, este factor ha hecho que el país pase del puesto 65 al 56 respecto
a la clasificación 2009 del informe Doing Business del Banco Mundial;
similarmente a la situación de Colombia, que ascendió del puesto 49 al 37. Como
referencia se tiene a la comparación regional con el África Subsahariana, que tiene
mejores resultados frente a América Latina y el Caribe, tal como se indica en la
Figura 18.
Figura 18. Reformas y ranking para hacer negocios en el mundo.
Tomado de “Doing Business,” por el Banco Mundial, 2010. Recuperado de
http://espanol.doingbusiness.org/ExploreEconomies/?economyid=152
5.3.5 Análisis de las fuerzas económicas y financieras (E).
De acuerdo con las proyecciones económicas analizadas en el inicio de
este capítulo, el PBI para el año 2009 se proyectó en 1.5%, mientras que las
proyecciones de inflación oscilan entre el 1.0% y el 3.0% para el período 2009–
2010. Los resultados de crecimiento del PBI llegaron en azul al 0.9%, luego de
caer en el segundo y tercer trimestre debido a la crisis internacional iniciada en el
último trimestre de 2008. Las actividades económicas que explican esta coyuntura
son: (a) construcción, que presenta un crecimiento de 6.1%; (b) otros servicios, los
66
cuales crecen en 4.3%; y (c) electricidad y agua, que crecen en 1.2%. Esto último
es explicado por una mayor producción de energía de origen hidráulico, tal como
se muestra en las Figuras 19 y 20 y en las Tablas 17 y 18.
Por su parte, el índice riesgo país se ha reducido de 4.65 puntos a
principios de 2009, a 2.14 puntos en el mes de octubre del mismo año, lo cual ha
consolidado un mayor nivel de confianza entre los inversionistas y, a su vez, ha
confirmado el crecimiento sostenido del país (Andina, 2009e).
La evolución de las inversiones en el sector transmisión se ha mantenido
favorable, pues ha habido un crecimiento de 15% anual en los últimos cinco años,
mientras que, para el año 2009, se ha calculado que se alcanzarán los US$295
millones, cifra que incluye las instalaciones de tensión de 500 kW (MINEM,
2009b).
Tabla 18
Oferta y Demanda Global Trimestral y Anual
Actividades 2008/2007 (P/) 2009/2008 (E/)
I Trim.
II Trim.
III Trim.
IV Trim.
Año I
Trim. II
Trim. III
Trim. IV
Trim. Año
Economía Total (PBI) 10,3 11,7 10,7 6.4 9.8 1.9 -1.2 -0.6 3.4 0.9
Agricultura, Caza y
Silvicultura 4,5 8,2 8,8 7.0 7.2 4.4 1.1 2.3 1.9 2.3
Pesca 6,6 4,4 15,0 2.6 6.3 -14.0 1.8 -5.9 -14.5 -7.9
Minería e Hidrocarburos
6,3 10,0 7,6 6.6 7.6 3.4 0.3 0.1 -1.2 0.6
Manufactura 11,4 12,5 10,7 2.4 9.1 -4.2 -11.6 -10.3 -2.4 -7.2
Electricidad y Agua 9,4 8,5 8,8 4.6 7.8 1.2 0.3 -0.3 3.4 1.2
Construcción 19,2 21,2 16,0 10.7 16.5 5.2 -1.0 4.9 14.8 6.1
Comercio 12,0 15,6 15,0 8.8 12.8 0.4 -2.1 -1.8 2.2 -0.3
Otros Servicios 9,7 10,0 8,6 5.6 8.4 4.4 3.5 3.2 5.9 4.3
Total Industrias (VAB) 10,2 11,7 10,5 6.0 9.6 2.0 -0.8 -0.2 3.5 1.1
DM-Otros Impuestos a
los Productos 11,1 12,3 13,4 10.2 11.8 0.7 -4.8 -4.0 1.9 -1.5
Nota. Año base 1994=100. Tomado de “Variación Porcentual Interanual del Índice de Volumen Físico,” por
el INEI, 2009.
67
Figura 19. Producto bruto interno por actividad económica: 2009_IV.
Tomado de “Informe Técnico PBI Trimestral N° 1,” por INEI, 2010. Recuperado
de http://www.inei.gob.pe/web/Boletin/Attach/10174.pdf
Figura 20. Producto bruto interno por componentes del gasto: 2009_IV.
Tomado de “Informe Técnico PBI Trimestral N° 1,” por INEI, 2010. Recuperado
de http://www.inei.gob.pe/web/Boletin/Attach/10174.pdf
En las ponencias del curso “Aspectos Ambientales de las Actividades
Minero-Energéticas”, Jorge Castañeda (2009), auditor ambiental de Edegel,
señaló que uno de los grandes retos del sector eléctrico es asegurar el suministro
de energía para atender las demandas futuras y, principalmente, llevar energía
68
eléctrica a los casi cinco millones de peruanos que no cuentan con este servicio
básico. En el mismo curso, el abogado Nino Coppero (2009) analizó la ley de
concesiones eléctricas, así como el reglamento de protección ambiental en las
actividades eléctricas, los cuales rigen todas las etapas de las actividades
eléctricas. A partir de ello, indicó que cada titular de las concesiones deberá contar
con un auditor ambiental interno, el cual tendrá como funciones: (a) identificar
problemas existentes, (b) prever efectos futuros, (c) preparar planes de
rehabilitación, y (d) establecer metas para mejorar el mantenimiento (Sociedad
Nacional de Minería Petróleo y Energía, 2009).
5.3.6 Análisis ecológico y ambiental.
En el Perú rige la Ley 28611, denominada Ley General del Ambiente, que
clasifica sus artículos en cinco títulos fundamentales: (a) derechos y principios,
(b) política nacional del ambiente y gestión ambiental, (c) de los sujetos de la
gestión ambiental, (d) integración de la legislación ambiental, y (e)
responsabilidad por daño ambiental. De acuerdo con lo establecido en el numeral
1 del Artículo 24 de la Ley 28611, toda actividad humana que pueda causar un
impacto significativo en el ambiente, deberá sujetarse al Sistema Nacional de
Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), en el cual se norma el contenido de los
Estudios de Impacto Ambiental (EIA).
Los estudios de impacto ambiental que deben realizarse para viabilizar
proyectos nuevos y ampliaciones de las líneas de transmisión eléctrica son
regulados mediante el Decreto Supremo Nº 019-2009-MINAM. A través de este
decreto, en setiembre de 2009, se aprobó el Reglamento de la Ley Nº 27446,
mediante la cual se creó el Sistema Nacional de Evaluación de Impacto
69
Ambiental–SEIA. En suma, el objetivo de esta norma es identificar, prevenir,
supervisar, controlar y corregir anticipadamente los impactos ambientales
negativos de los proyectos de inversión, así como de las políticas, planes y
programas públicos (MINAM, 2009).
5.4 Análisis Competitivo
El Perú ocupa el lugar 78 en el ranking mundial de competitividad para el
período 2009-2010, lo cual supone una mejoría de cinco posiciones respecto al
año anterior. Asimismo, en relación con los 12 países de Sudamérica, el Perú
ocupa el quinto lugar. Esta posición está sustentada en los tres factores: (a)
instituciones, (b) infraestructura, e (c) innovación. Según Morón (2009), el Perú es
menos competitivo debido a la debilidad de sus instituciones, la poca innovación,
y la falta de infraestructura, por lo cual es imprescindible plantearse objetivos de
largo plazo (El Comercio, 2009c).
Según Valdez (2009), la principal restricción en el Perú es la escasa
capacidad tecnológica, la cual impide aprovechar mejor la gran revolución
científica actual. Dicha diferencia solo podrá ser reducida a través de la inversión.
Por ello, el país debe desarrollar capacidades para realizar transferencias
tecnológicas eficazmente, así como para generar tecnología propia. En ese
sentido, la inversión en educación y en redes de telecomunicaciones será el factor
determinante para impulsar dicho desarrollo (Gestión, 2009).
A pesar de esta situación, en el período 2009, el Perú logró remontar tres
lugares (del 86 al 83), tal como se aprecia en (World Economic Forum, 2009) y en
el 2010 logró ubicarse en el lugar 78 del mismo ranking (World Economic Forum,
2010) en cuyo detalle podemos apreciar el nivel en que se encuentra el Perú
70
respecto a los índices de eficiencia (véase Figura 21): los cinco principales
factores que afectaron a la competitividad del Perú fueron: (a) Reglamentación
laboral 16.6%, (b) Inefectiva burocracia gubernamental 14.6%, (c) Inadecuada
infraestructura 12.3%, (d) Corrupción 11.8% y (e) Mano de obra no calificada
9.3%.
Otras restricciones importantes para el desarrollo tecnológico del país son
las ocasionadas por: (a) dificultades económicas financieras, y (b) por factores de
carácter político legal, las cuales tendrán una mayor incidencia en las áreas de la
producción y desarrollo de nuevos materiales, así como en el área de tecnología
de la información y comunicación. De acuerdo con el Centro de Estudios
Estratégicos de IPAE (CEE), de las 40 nuevas aplicaciones tecnológicas, tres de
ellas -de las cinco consideradas con mayor impacto- corresponden al
aprovechamiento de fuentes sostenibles de energía (Gestión, 2009).
Figura 21. Detalle de la competitividad del Perú 2009 – 2010 VS Nivel 2.
Tomado de “The Global Competitiveness Report 2009-2010,” por the World
Economic Forum, 2010, p. 254. Recuperado de
http://www.weforum.org/pdf/GCR09/GCR20092010fullreport.pdf.
71
5.4.1 Matriz de evaluación de factores externos (MEFE).
En la Tabla 19 se puede apreciar la matriz MEFE, la cual explica las
oportunidades y amenazas del sector. Asimismo, la matriz MEFE del sector
transmisión de energía eléctrica cuenta con 15 factores de éxito, de los cuales
ocho son oportunidades y siete son amenazas. El valor final obtenido de 2.49
puntos evidencia una respuesta promedio para enfrentar las oportunidades y
amenazas que el entorno presenta. Dicho entorno no puede ser analizado sin
revisar la realidad latinoamericana y la competitividad de cada país sobre la base
de la explotación de su matriz energética.
A partir de todo lo antes señalado, es posible concluir que el sector
eléctrico está en una de sus mejores etapas, razón por la cual es posible conseguir
capitales locales a través de la emisión de bonos con las AFP o a través del
sistema bancario. Del mismo modo, la información revisada en el estudio permite
establecer una perspectiva un poco más amplia respecto a la economía y a sus
expectativas de desarrollo. Con ello, es posible determinar que el Perú ha entrado
en un proceso de desarrollo y está listo para emprender otros retos.
5.4.2 Crecimiento en competencia.
El objetivo estratégico del sector transmisión es mantener el suministro de
energía como factor clave de competitividad y de crecimiento sostenible. Dicho
objetivo se ha convertido en el principal interés de los involucrados: del Estado
como promotor y de las empresas como inversionistas. En este sentido, la
integración energética entre los países latinoamericanos resulta ser un medio
efectivo para mejorar la competitividad regional, para lo cual deben resolverse, lo
antes posible, los problemas regulatorios que impiden el libre intercambio
72
energético y el pleno aprovechamiento de los recursos de la región. Cabe destacar
que el Perú cuenta con un potencial energético enorme y, por ello, está en la
condiciones de exportar energía a sus vecinos. En este contexto, los esquemas
swap y wheeling pueden ser usados para dicho fin y, a su vez, deben permitir a los
países latinoamericanos adecuarse a las macrotendencias globales y a la gran
demanda de energía renovable del futuro (Fonseca, 2009).
5.5 Análisis del Sector Industrial
El Modelo de las Cinco Fuerzas permite analizar el nivel competitivo de la
industria, porque determina su estructura y atractividad en el sector en el cual
compite una organización; en este caso, el sector transmisión de energía. Dicho
modelo es mostrado en la Figura 22.
Figura 22. Modelo de las cinco fuerzas competitivas adaptado de Porter para el
sector transmisión de energía.
El ingreso de nuevas empresas al sector transmisión eléctrico se realiza a
través de la adjudicación de licitaciones de tramos de interconexión que el Estado
ofrece públicamente. Dichas licitaciones están reguladas por la Ley General de
73
Concesiones Eléctricas del Decreto Legislativo 25844. Por otro lado, entre las
barreras de entrada al sector se tienen:
1. El conocimiento del país, el cual requiere: de (a) la normatividad de las
licitaciones del Estado, (b) el territorio, (c) la arqueología, (d) las
presiones sociales, y (e) los gobiernos locales.
2. Respecto al requerimiento de capital, las empresas del sector
transmisión que se presenten a las licitaciones deben mostrar una sólida
capacidad financiera para afrontar los compromisos de corto y mediano
plazo. Esto se debe a la volatilidad de los precios de los metales
involucrados, tales como el cobre, plomo, aluminio y acero utilizado en
el equipamiento.
3. En relación con la concentración de proveedores, se tiene que son pocos
los que distribuyen los principales insumos del sector transmisión
eléctrica. En las bases de los últimos procesos convocados por
Proinversión se solicita que la adquisición de los insumos sea de un
80% por procesos públicos. Así, el éxito de este proceso dependerá de
la extensión de la línea licitada por las economías de escala asociadas.
4. Respecto al costo relativo de compras, los proyectos para ser
culminados requieren entre dos a tres años. En tal sentido, dichos
proyectos estarán sometidos a los reajustes de los precios de los
insumos. Tampoco existen posibilidades de negociar las tarifas, pues
estas son determinadas por ley, de acuerdo con el valor pactado entre el
Estado y la empresa adjudicada.
74
Tabla 19
Matriz de Evaluación de Factores Externos (MEFE)
Factores Determinantes Peso Valor Ponderación
Oport
unid
ades
1.- Demanda de energía de países vecinos (Brasil, Ecuador y Colombia) 0.10 3 0.30
2.- Grandes recursos hídricos, eólicos y geotérmicos 0.07 4 0.28
3.- Estabilidad política y macroeconómica del país 0.10 2 0.20
4.- Estímulos tributarios para energías renovables 0.08 3 0.24
5.- Ampliación del sistema eléctrico interconectado nacional en los próximos años 0.06 1 0.06
6.- Leyes que promueven la inversión de transmisión eléctrica 0.04 2 0.08
7.- Grado de inversión 0.08 3 0.24
8.- La Ley de Tercerización 0.06 3 0.18
0.59 1.58
Am
enaz
as
1.- Falta de infraestructura en el ámbito nacional 0.08 3 0.24
2.- Riesgo de ataques terroristas a las líneas de transmisión y a las subestaciones 0.06 2 0.12
3.- Riesgo de cambio climático en los próximos años, como sequías (hidroeléctricas) 0.08 3 0.24
4.- Demora en los trámites administrativos del estado, que afecta la inversión 0.04 2 0.08
5.- Demanda y oposición social frente a los proyectos 0.08 2 0.16
6.- Aumento de las exigencias medioambientales 0.03 1 0.03
7.- Servidumbres ocupadas que afectan la operación y el mantenimiento 0.04 1 0.04
0.41 0.91
Valor: 4. Fortaleza mayor 2. Responde promedio 1.00 2.49
3. Fortaleza menor 1. Responde mal
75
5. Como productos sustitutos para el crecimiento se tiene a la construcción
de gasoductos, la cual reduce el tendido de nuevas las líneas de
transmisión. Es preciso acotar que no existe rivalidad entre las empresas
porque cada concesión es adjudicada a una sola de ellas, la cual
gestiona su propio mercado.
5.6 Ciclo de Vida de la Industria
El ciclo de vida de la industria está relacionado con el tiempo de duración
de la concesión, la cual, en promedio, es de 30 años. Una vez finalizada la
concesión, la infraestructura pasa a ser controlada por el Estado. A partir de eso
momento, el Estado puede optar por cualquiera de estas tres alternativas: (a) licitar
la administración, operación y mantenimiento de las redes de transmisión (AOM);
(b) licitar la ampliación de la adjudicación; o (c) cerrar definitivamente el
proyecto. Durante el ciclo de vida es posible que se haga una ampliación del
proyecto. Esto incluye la extensión de la capacidad de transmisión de la línea de
220 kW a 500 kW, así como también las tratativas para negocios adicionales, tales
como la utilización de la infraestructura para alcanzar la diversificación
concéntrica. Este punto es mostrado en la Figura 23.
Figura 23. Ciclo de vida de la industria-sector transmisión de energía.
Tomado de "El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia," por F. D’Alessio
(2008).
76
5.7 Matriz del Perfil Referencial del Sector (MPR)
Al no existir competencia en el sector, debido a que las concesiones tienen
un único propósito, no es posible que más de una empresa atienda una segunda
línea de alta tensión o que exista una segunda línea paralela que lo posibilite. La
competencia está en la captación de nuevos mercados orientados al crecimiento.
En la Matriz de Perfil Referencial es posible identificar las fortalezas y
debilidades de los competidores del Perú en el escenario de transmisión en
Sudamérica.
En la Tabla 20 se puede apreciar, que el Perú tiene relativa fortaleza
respecto a sus vecinos en los principales indicadores de producción actuales con
mejor fortaleza (3.23), dado que cuenta con el respaldo de su diversa matriz
energética y una economía sólida que genera una ambiente propicio de negocios
para la inversión extranjera. Mientras que Chile (2.31) solo puede conectarse con
Bolivia y Argentina por la diferencia de frecuencia, requiere de mayores
inversiones. Sin embargo dedicar una línea de transmisión a 50 Hz puede ser una
alternativa de exportación de excedentes de las nuevas centrales de generación
hidráulica a crearse con Brasil.
La integración con Brasil es natural en el sentido de que se comparte la
misma frecuencia en los sistemas (60 Hz). Los factores de éxito más importantes
en el sector de transmisión eléctrico son la variedad de la matriz energética (18%),
que permite asegurar el consumo interno para la exportación de excedentes. La
capacidad de generación hidráulica (20%), que permite generar grandes
volúmenes de energía concentrados. Estos aspectos se sustentan en la información
contenida en el Apéndice E.
77
5.8 Conclusiones
Las inversiones en el sector eléctrico, tanto de las generadoras,
transmisoras y distribuidoras que son financiadas por las empresas que ganan las
concesiones, han permitido que el Estado pueda destinar los fondos del país para
llevar el desarrollo a los pueblos, distritos y localidades de las zonas más alejadas
del país. Esto ha sido posible no solo por el uso de la energía eléctrica en las
actividades habituales de los pobladores, sino también por el apoyo a las
comunidades en proyectos rentables y autosostenidos. Estos aspectos dan
estabilidad a las regiones, de igual forma, permiten y viabilizan las inversiones en
los mercados industriales y en las grandes ciudades, los cuales, de otra manera,
podrían detener sus actividades.
El Perú dispone de un enorme potencial hidroeléctrico y gasífero que
permitiría una expansión de las inversiones en proyectos de transmisión y
distribución de energía, que satisfagan la demanda interna y externa. Para lograrlo
es necesario alcanzar un marco regulatorio que estimule las inversiones,
atendiendo las condiciones laborales, los requerimientos del cuidado del medio
ambiente, y la responsabilidad social. Las buenas perspectivas futuras de los
indicadores macro económicos favorecen la inversión en proyectos de energía, y
más específicamente en el sector transmisión, donde se encuentran operando dos
grandes grupos: (a) el grupo ISA de Colombia a través de sus vinculadas Red de
Energía del Perú S.A., y Consorcio Transmantaro S.A.; (b) Asa Iberoamérica de
España, a través de su vinculada Abengoa Perú S.A.
78
Capítulo VI
Evaluación Interna
En el presente capítulo se desarrollará el análisis AMOFHIT, en el cual se
reunirá y procesará exhaustivamente la información interna del sector. Estos
resultados serán incluidos en la Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI)
(D´Alessio, 2008), para luego desarrollar la matriz FODA.
6.1 Análisis AMOFHIT
El Perú es un país privilegiado pues posee recursos naturales importantes
para la generación de energía eléctrica. A pesar de ello, el crecimiento del país
demanda más energía de la que es posible producir y transmitir al usuario final.
¿Cómo explicar, entonces, esta aparente contradicción? ¿Acaso el costo de la
infraestructura necesaria es tan elevado que el país no está en la capacidad de
costearlo? ¿Tendrá el Perú un límite en su crecimiento? Estas y otras preguntas no
podrán ser respondidas si es que antes no se ha realizado un análisis en
profundidad del sector transmisión.
6.1.1 Administración/Gerencia (A).
La Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas es
una dependencia del Viceministerio de Energía del Ministerio de Energía y
Minas, y está encargada de emitir la normatividad necesaria para el correcto
desenvolvimiento del subsector electricidad. Asimismo, esta entidad es la
responsable de promover las actividades de generación, transmisión y distribución
de energía eléctrica, así como de apalancar la función concesiva del Estado
respecto a las actividades eléctricas. Está conformada por diversas instituciones
que forman parte o se interrelacionan con ella, tal como se aprecia en la Figura 24.
79
Estas instituciones influyen directamente en el mercado de la transmisión de
energía peruano y, a su vez, son las responsables del relacionamiento entre
grandes clientes, la sociedad y el Estado.
Figura 24. Marco general del sector eléctrico (agentes promotores, reguladores y
los agentes directos). Tomado de “Documento promotor. Perú sector eléctrico
2009,” por el Ministerio de Energía y Minas, 2009a. Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR
OCHURE%20electricidad%202009.pdf.
6.1.2 Marketing/Ventas (M).
Respecto al sector transmisión de energía, la participación en el mercado
eléctrico está organizada por la medida en longitud de línea (km) y por el nivel de
tensión y facturación total, según su longitud de líneas de transmisión. Con la
finalidad de facilitar los cálculos, únicamente serán consideradas las estructuras en
220 kW y 138 kW, tal como se aprecia en la Tabla 20.
80
Tabla 20
Participación Según Longitud de Líneas de 220 kW y 138 kW
N Nombre de la
empresa
Longitud de línea (Km.) por nivel de tensión Facturación total
220 kW % 138 kW % Total % Miles US$ %
1
Red de
energía del
Perú S.A.
3 073.67 62 1237.51 78 4311.18 86 71064.85 61
2
Consorcio
Transmantaro
S.A.
603.03 12 603.03 9 28378.72 20
3 Red Eléctrica
del Sur S.A. 427.75 9 427.75 6 11935.09 9
4
Interconexión
Eléctrica ISA
Perú S.A.
261.72 6 130.52 8 392.24 6 10422.87 7
5 Etevensa SRL 392.00 8 392.00 6 7831.87 6
6 Etenorte SRL 82.70 2 260 18 342.20 5 3830.99 3
7
Consorcio
Energético
Huancavelica
147.92 3 147.92 2 6160.10 4
Total: 4988.81 1628.03 6616.30 139624.48 100
Nota. Tomado de “Anuario estadístico de electricidad 2008,” por el Ministerio de Energía y Minas, 2009b.
Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=244.
6.1.3 Operaciones/Producción (O).
La transmisión de energía eléctrica se efectúa mediante el Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el cual está conformado por todas las
redes de transmisión de mediana y alta tensión con un total de 15,400 km de
líneas de transmisión; así como por los Sistemas Aislados (SSAA) en las áreas
rurales y en algunas unidades económicas con autonomía energética que cuentan
con alrededor de 360 km (MINEM, 2009a).
En relación con la participación de las compañías en el mercado peruano,
cabe mencionar que las empresas del grupo ISA tienen una participación de
63.04% en el mercado nacional; de este porcentaje, el 51.84% pertenece a Red de
Energía del Perú S.A. Con el fin de graficar el mayor impacto, únicamente son
81
consideradas las líneas de transmisión de 138 kW y 220 kW, tal como se indica en
la Figura 25.
Figura 25. Empresas transmisoras de energía eléctrica.
Tomado de “Anuario estadístico de electricidad 2008,” por el Ministerio de
Energía y Minas, 2009b. Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=244.
Por otro lado, la concesión de la L.T. Zapallal-Trujillo tiene como objetivo
el refuerzo del sistema de transmisión eléctrica que enlaza el Centro con el Norte
Medio del país. Este proyecto permitirá el abastecimiento oportuno y confiable de
la energía disponible en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) para
los departamentos ubicados en el norte de Lima.
6.1.4 Finanzas/Contabilidad (F).
Sobre la base del valor involucrado en las inversiones destinadas a la
infraestructura de transmisión eléctrica, el análisis financiero contable del sector
transmisión se realizará desde la perspectiva de la disponibilidad de excedentes
financieros que las empresas locales pudieran obtener de la Bolsa de Valores
Participación en el Mercado de Transmisión 2008 - LTs 220 y 138 kV
REP, 51.84%
TRANSMANTARO,
6.78%
ENERSUR, 5.64%
REDESUR, 4.81%
ISA PERU, 4.42%
ETESELVA, 4.41%
SAN GABAN, 3.66%
EDEGEL, 3.56%
EGENOR, 3.00%
CONENHUA, 2.45%
EGEMSA, 2.09%
ELECTROANDES,
2.05%
OTROS, 5.30%
82
local, de las Administradoras de Fondos de Pensiones (AFP) y de sus propios
accionistas.
Así, en la Bolsa de Valores de Lima se encuentran registradas las empresas
del sector que cotizan acciones, hacen colocaciones de bonos o cualquier otro tipo
de colocación de instrumentos negociables, tal como se aprecia en la Figura 26.
Figura 26. Empresas del sector transmisión que negocian instrumentos
financieros. Tomado de “Empresas con valores listados,” por la Bolsa de Valores
de Lima, 2009. Recuperado de http://www.bvl.com.pe/emp_listado_todas.jsp#K.
Asimismo, las empresas más grandes del sector son: Red de Energía del
Perú S.A. y el Consorcio Transmantaro S.A., las cuales tienen como principal
accionista a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. - ISA., que es un grupo
empresarial dedicado a la transmisión de energía eléctrica en Latinoamérica, tal
como se muestra en la Figura 27. La visión de dicho grupo indica que: “En el año
2016, el Grupo ISA será una corporación de negocios de US$3,500 millones de
ingresos, de los cuales el 80% serán generados fuera de Colombia”. De este modo,
se espera que este grupo económico siga con especial interés las convocatorias de
Proinversión para el sector.
Tal como se expuso en el capítulo 3, no existe competencia entre las
empresas del mercado, pues los negocios se desarrollan sobre la base del activo
que poseen las empresas bajo concesión o propiedad. Entonces, los nuevos
negocios se constituyen como ampliaciones de las estructuras actuales. Del mismo
modo, la competencia se concentra en los nuevos negocios que surgen de la
83
ampliación del Sistema Interconectado Nacional, los cuales se hacen mediante
concursos internacionales en los que participan transnacionales como: (a)
Abengoa Perú S.A. (España), (b) Graña y Montero S.A.A. (Perú), (c) Alupar
Investimento S.A. (Brasil), (d) Isonor Transmisión SAC (España), (e) Elecnor
S.A. (España), (f) Grupo Isolux Corsan S.A. (España), y (g) Terna Participacoes
S.A. (Brasil); (Agencia Andina, 2009b).
Figura 27. Presencia del Grupo ISA en Latinoamérica.
Tomado de “Página web de Interconexión Eléctrica,” por S.A. E.S.P – ISA, 2009.
Recuperado de
http://www1.isa.com.co/irj/portal/anonymous?NavigationTarget=navurl://192c10
3f16c88adb41e62398cd4e3edd.
Abengoa es una empresa tecnológica que aplica soluciones innovadoras
para el desarrollo sostenible en los sectores de infraestructura, medio ambiente y
energía, con €4147,3 millones en ventas -31% en España; 28% en Iberoamérica;
14% en Estados Unidos; 15% en Europa, excluida España; y 12% en otros países-
, tal como se indica en la Figura 28. De este modo, Abengoa ha ingresado con
fuerza al mercado peruano, pues se ha adjudicado dos importantes proyectos de
transmisión de energía que estarán operativos en menos de tres años. El primero
84
de ellos es la línea Carhuamayo-Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca-Cerro
Corona–Carhuaquero de 220 kW con 170 km de extensión, el cual fue
programado para 2008 y ha requerido de una inversión de US$106 millones. El
otro proyecto adjudicado es la línea de transmisión Chilca-Marcona-Montalvo, de
500 kW con 900 km de extensión, el cual ha sido programado para 2010 y ha
requerido de una inversión de US$280 millones (Yahoo Finanzas, 2010). Estos
aspectos proyectan una presencia permanente de la competencia en los nuevos
proyectos del mercado peruano, dado que, en el primer trimestre de 2010, este
grupo económico logró importantes resultados debido a la ampliación de las
operaciones de sus filiales. Esta coyuntura les ha permitido registrar un beneficio
neto de €54.1 millones, lo cual implica un incremento de 31.8% respecto al
mismo período del ejercicio anterior (Cinco Días, 2010).
En el Perú existen cuatro AFP: (a) Profuturo AFP, (b) AFP Integra, (c)
AFP Horizonte, y (d) Prima AFP, las cuales pueden desarrollar actividades de
inversión en activos, pues existe un mercado para la emisión de bonos y acciones
de las empresas del sector transmisión, tal como está expresado en los literales f) y
k) del Artículo 25° del Texto Único Ordenado de la Ley del Sistema Privado de
Pensiones (DS 054-97-EF) (Superintendencia de Banca, Seguros y AFP, 2009).
Asimismo, a partir de la lectura del convenio de estabilidad jurídica suscrito el 27
de diciembre de 2009 entre Proinversión y ASA Investment AG de Suiza, se
garantiza que las operaciones de Abengoa Perú S.A. y Abengoa Transmisión
Norte S.A. se constituirán como perspectivas de financiamiento global para el
crecimiento del sector transmisión de energía (OSINERGMIN, 2009b).
85
Figura 28. Presencia de la división de ingeniería y construcción industrial del
Grupo Abengoa en el mundo. Tomado del “Informe Anual 2009. Informe de
Actividades,” por Abengoa, 2009.
El sector de transmisión eléctrico permite asegurar una rentabilidad al
inversionista a través de los contratos de concesión de Sistema Garantizado de
Transmisión (SGT) que esta descrito en el informe N 0203-2010-GART de
OSINERGMIN en junio 2010 sobre la base de la ley de desarrollo eficiente de
generación eléctrica (Ley 28832), el reglamento de transmisión, aprobado
mediante Decreto Supremo 027-2007-EM y la ley de concesiones eléctricas,
aprobada mediante decreto ley 25844. Debido a que la moneda de los contratos de
concesión de SGT se establece en dólares y la tarifa de los servicios de
transmisión se fija en moneda local, se necesita efectuar en cada periodo de
regulación, una liquidación del valor facturado en dólares, siendo para ello
necesario establecer el procedimiento de dicha liquidación (OSINERGMIN,
2010).
86
6.1.5 Recursos humanos (H).
Es posible considerar que las necesidades de profesionales y técnicos
especializados están controladas, pues el 94.7% de la participación del mercado
del sector está concentrada en 12 empresas. De ellas, Red de Energía del Perú
S.A. la cual lidera el mercado con el 51.84% de participación tal como se indica
en la Figura 25, tiene 353 empleados y cuenta con programas de practicantes y
jóvenes profesionales. A esto se suma la existencia de facultades de ingeniería
eléctrica y la presencia de institutos especializados, todo lo cual supone un
contexto favorable para el desarrollo de la industria.
Las demás actividades del negocio son complementarias y se establecen a
través de contratos de intermediación laboral, tercerización y consultorías
especializadas. Los contratos de intermediación laboral están destinados,
principalmente, a las actividades de limpieza y vigilancia; mientras que los de
tercerización están relacionados con las actividades de mantenimiento y
construcción de infraestructura asociada al negocio, por lo cual existe suficiente
oferta en el mercado.
6.1.6 Sistemas de información y comunicaciones (I).
El principal aspecto que debe ser considerado para el intercambio de
información y comunicaciones del sector transmisión son los sistemas de registro
de datos e intercambio de información del Sistema Interconectado Nacional
(SEIN), los cuales recaban información de los centros de control existentes en las
empresas eléctricas. Este intercambio de información está regulado por el COES,
entidad privada sin fines de lucro que reúne los esfuerzos de las principales
87
empresas de generación, distribución y comercialización de energía del país.
Todos estos aspectos están debidamente especificados en la Norma Técnica para
el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (COES, 2009b).
6.1.6 Tecnología e investigación y desarrollo (T).
El sector transmisión es un área de negocio que está desarrollada respecto
a las mejores prácticas y tecnologías aplicadas en las soluciones de construcción y
mantenimiento de la infraestructura. En el Perú, debido a su diversidad climática,
ha sido necesario ensayar diversas tecnologías, las mismas que no deben presentar
dificultades técnicas de modularidad y conectividad. Existen diversos fabricantes
de componentes principales, tanto de subestaciones como de líneas de
transmisión, tales como: (a) ABB, (b) Krompton, (c) Nexans, y (d). Siemens
Respecto a consultoría, existen varias empresas reconocidas: (a) CECI-Centro
Elettrotecnico Sperimentale Italiano, (b) Siemens, y (c) Cesel. Estas compañías
están en condiciones de ofertar las necesidades de los proyectos vigentes de líneas
de transmisión a 500 kW, los cuales están siendo construidos por el Consorcio
Transmantaro S.A. Del mismo modo, estas empresas pueden participar en las
convocatorias de Proinversión, las cuales se desarrollan óptimamente a pesar de
que no existe experiencia previa en el país.
6.2 Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI)
En diciembre de 2008, el total de activos de las empresas de transmisión
ascendió a S/.2’171,238 miles. Esta cifra estuvo conformada, principalmente, por
activos no corrientes, los cuales representan el 88.94%; y por activos corrientes,
88
con 11.06%. Respecto a la participación del pasivo y patrimonio, los pasivos
corrientes representan el 13.00%, los pasivos no corrientes el 39.76% y el
patrimonio neto el 47.24%. Destaca la empresa REP, la cual cuenta con activos
totales de S/.1’163,124 miles, lo cual representa el 53.57% del total de activos del
sector, tal como se señala en la Tabla 21 (OSINERGMIN, 2009a).
Según el estado de resultados, Eteselva es la única empresa que declaró
pérdidas durante el año 2008; mientras que REP fue la empresa que alcanzó
mejores resultados, tal como se aprecia en la Tabla 22.
Tabla 21
Resumen de Balance General al 31 de Diciembre de 2010
Empresas miles
de nuevos soles
Activo
corriente
Activo no
corriente
Pasivo
corriente
Pasivo no
corriente
Patrimonio
neto
Eteselva 26,166 211,666 7,019 24,412 206,401
ISA–Perú 17,319 134,227 12,212 68,534 70,801
Redesur 16,406 153,655 22,365 86,514 61,182
REP 116,896 1’046,228 132,652 508,410 522,061
Transmantaro 63,434 385,241 108,009 175,316 165,350
Total 240,221 1’931,017 282,257 863,186 1’025,795
2’171,238 2’171,238
Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a.
Asimismo, los ratios financieros registran a Consorcio Transmantaro con
una razón corriente de 0.59, lo cual indicaría un bajo nivel de solvencia; mientras
que Eteselva registra un alto nivel de solvencia, con un ratio de 3.37. Respecto al
endeudamiento patrimonial, Redesur muestra el ratio más alto (1.78), lo cual
indicaría un alto nivel de deuda total en relación con su patrimonio neto;
entretanto, el nivel más bajo corresponde a Eteselva, con 0.15. En el ratio de
gastos de personal, Consorcio Transmantaro registra una mayor productividad
89
(0.09), y Eteselva la menor productividad de la mano de obra (0.42), tal como se
indica en la Tabla 23.
De esta manera, la matriz MEFI ha sido confeccionada luego de analizar lo
expuesto en los capítulos 3 y en el presente, con el fin de evaluar las principales
fortalezas y debilidades del sector, según se aprecia en la Tabla 24.
Tabla 22
Estados de Resultados Hasta el 31 de Diciembre de 2008
Empresas miles de
nuevos soles Ingresos Gastos
Utilidad
(pérdida)
de
operación
Generación
interna de
recursos
Utilidad
(pérdida)
neta
Eteselva 23,675 21,204 2,471 12,916 -5
Isa - Perú 29,380 10,828 18,552 24,297 10,570
Redesur 35,878 19,575 16,303 25,656 7,180
REP 225,590 125,492 100,098 144,134 53,229
Transmantaro 81,791 25,383 56,408 72,293 28,502
Total 396,314 202,482 193,832 279,296 99,476
Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a.
90
Tabla 23
Resumen de Ratios Financieros
Empresas Razón corriente Endeudamiento patrimonial GIR sobre patrimonio
(%) GIR sobre activo
fijo (%) Efectividad de
cobranza Gastos en
personal (%) Gestión de
deuda Rentabilidad
económica (ROA) Rentabilidad financiera
(ROE) Eteselva 3.73 0.15 6.00 6.00 (*) 0.42 22.33 1.10 --------- Isa – Perú 1.42 1.14 34.00 18.00 29.52 0.14 --------- 11.20 17.70 Redesur 0.73 1.78 42.00 17.00 29.34 0.19 20.54 7.40 14.10 REP 0.88 1.23 28.00 (*) 37.16 0.28 20.69 8.50 15.50 CTM 0.59 1.71 44.00 20.00 31.86 0.09 38.12 12.60 28.30 Sector transmisión 0.85 1.12 27.00 31.00 49.24 0.23 24.64 8.70 14.70 Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a. (*) No aplica por ser casos con comportamientos atípicos.
Conforme a lo evaluado, el valor total mostrado en la matriz EFI es de 2.91. Con ello se puede concluir que en el Perú existen factores optimistas para la inversión en infraestructuras de transmisión
de energía, lo cual permitirá la realización de la visión planteada en el capítulo 4. Por este motivo, es necesario continuar con la promoción de estas actividades para incentivar la concurrencia de
inversionistas, lo cual garantizará el éxito de los procesos concursales de Proinversión, así como las ampliaciones de las estructuras actuales.
Tabla 24
Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI)
Factores determinantes Peso Valor Ponderación
Fort
alez
as
1. Atención de la demanda de transmisión eléctrica al 100% 0.05 4 0.20 2. Buena gestión de los inversionistas privados en el sector 0.05 3 0.15
3. Recursos energéticos abastecen la demanda local 0.05 4 0.20 4. Capacidad de las empresas del sector para invertir en mercados de capitales 0.10 4 0.40
5. Buena situación financiera de las empresas del sector 0.05 3 0.15
6. Rentabilidad segura a largo plazo del 15% anual 0.05 4 0.20
7. Alta especialización en el personal del sector 0.05 3 0.15
8. Contratos de concesión a 30 años 0.15 4 0.60 9. Facilidades de conseguir financiamiento 0.05 4 0.20
0.60 2.25
Deb
ilid
ades
1. Estructura oligopólica del mercado nacional 0.08 2 0.16 2. Alto costo de inversión en el sector 0.08 2 0.16 3. Presencia de altos niveles de corrosión en la líneas ubicadas en costa 0.05 2 0.10 4. Poca capacidad de negociación (condiciones basadas en los contratos de concesión) 0.10 1 0.10 5. Riesgo de muerte del personal de mantenimiento de redes 0.05 2 0.10 6 Competencia por captación de personal especializado en LLTT EAT 0.04 1 0.04
0.40 0.66
Valor: 4. Fortaleza mayor 2. Debilidad menor 1.00
2.91 3. Fortaleza menor 1. Debilidad mayor
91
6.3 Conclusiones
La principal fortaleza del sector se sustenta en que los principales ingresos
provienen de contratos que permite a la empresa concesionada, disponer de una
remuneración anual garantizada por 30 años, asegurándose los ingresos en ese
período. Con esta condición, es posible alcanzar rentabilidad en el largo plazo,
con el mejoramiento de los rendimientos basado en la capacidad de invertir
capital. Reforzado por la solidez financiera de las empresas que conforman el
sector de transmisión de energía, lo que constituye una importante fortaleza.
Con relación a las debilidades, se tiene la escasa disponibilidad de mano
de obra calificada en actividades técnicas, como mantenimiento e instalación.
Otro aspecto es la poca capacidad de negociar de las empresas, una vez que las
concesiones han sido adjudicadas, siendo requisito indispensable, una estricta
evaluación de los proyectos. Dado los altos costos de la inversión de cada
proyecto, que se constituye en una barrera para el ingreso de empresas medianas o
pequeñas.
92
Capítulo VII
Intereses Organizacionales, Principios Cardinales
y Objetivos de Largo Plazo
7.1 Intereses Organizacionales
Los intereses organizacionales del sector energía -también denominados
sectoriales- deberán estar alineados con los grandes intereses nacionales,
contemplados en el Plan Perú 2021. En dicho plan se proyecta la promoción de
programas de modernización y reforma del Estado, los cuales deben generar
condiciones para el desarrollo de un nuevo país. Todo ello será posible mediante
la ejecución de programas estratégicos en educación, salud, infraestructura,
ciencia y tecnología, energía, redes nacionales e internacionales de transporte
multimodal. En suma, esta coyuntura permitirá alcanzar los estándares
internacionales de gobernabilidad, competitividad, y desarrollo (Haya de la Torre,
2010). Por su parte, para el año 2021, el Centro Nacional de Planeamiento
Estratégico (CEPLAN) propone alcanzar un ingreso per cápita de US$7,900,
duplicar el actual PBI, triplicar el volumen actual de las exportaciones y reducir la
pobreza en 13% con énfasis en la reducción de las desigualdades (CEPLAN,
2010).
Los puntos que sustentan el desarrollo están concentrados en seis ejes
estratégicos: (a) derechos fundamentales y dignidad humana; (b) oportunidades y
acceso a los servicios; (c) Estado y gobernabilidad; (d) economía, competitividad
y empleo; (e) desarrollo regional equilibrado e infraestructura; (f) recursos
naturales y ambiente. De este modo, se espera lograr el óptimo desarrollo
económico y social del país a través del aporte de las principales fuerzas políticas,
93
sociales e institucionales; y mediante la implementación de dichos ejes en los tres
niveles de gobierno: Central, Regional y Local (Haya de la Torre, 2010). En tal
sentido, la correcta distribución de la energía brindará grandes posibilidades de
desarrollo para impulsar el progreso y romper el desequilibrio del grado de
electrificación de Lima respecto al Callao (99.5%), a la Sierra (66.7%) y a la
Selva (59%) (CEPLAN, 2010).
Por otro lado, forman parte de los intereses sectoriales: (a) resolver los
conflictos socio ambientales, y reducir el impacto social de los proyectos; (b)
transferir competencias a los gobiernos regionales, para agilizar y descentralizar
los procedimientos administrativos del sector; (c) promover las inversiones
nacionales y extranjeras a través de adecuadas políticas, de claras normas técnicas
y legales, y de un inventario actualizado de los recursos energéticos; (d) ejercer
las buenas prácticas en asuntos relacionados a la salud y seguridad del factor
humano en el desarrollo de las actividades y operaciones, forma parte esencial de
la dirección del sector; (e) difundir y emplear tecnologías eficaces para proteger y
conservar flora, fauna y ecosistemas, evitando efectos negativos; (f) armonizar los
legítimos intereses empresariales, para contribuir a una vida digna y al desarrollo
sostenible de la sociedad; (g) generar valor para los accionistas, los trabajadores,
clientes, y sociedad en general; (h) crear empleo dignamente remunerado, y
desarrollar encadenamiento productivo a través de industrias con valor agregado
(SNMPE, 2010).
Según el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial
del Estado (FONAFE), se debe mejorar permanentemente la eficiencia de las
empresas del Estado para que los beneficios obtenidos alcancen a la comunidad y
94
sean administrados con profesionalismo con el fin de alcanzar la rentabilidad y
eficiencia (FONAFE, 2010). Asimismo, los intereses del sector deben mantener
aseguradas las reservas de energía (las cuales aumentarán en 30% en 2010) para
atender los incrementos repentinos de la demanda (Naranjo, 2010). De igual
forma, los intereses del sector deben aprovechar el gran potencial hidroeléctrico
del país para abastecer al mercado interno y exportar energía a los países vecinos,
lo cual permitirá mejorar sustancialmente los ingresos y rentabilidad a través de
una mayor solidez financiera (Dammert, 2010).
El Perú cuenta con un potencial hidroeléctrico de 58,000 MW –14 veces
superior a la demanda actual–. Por tal motivo, los proyectos hidroeléctricos deben
ser promovidos, pues son la mejor alternativa: no contaminan y ofrecen tarifas
menos costosas al consumidor. Así también, es necesaria una adecuada
planificación en el sector, ya que cada gran proyecto requiere de seis años de
puesta en marcha, y los problemas podrían presentarse a partir del año 2016
(Herrera, 2010). En tal sentido, los intereses sectoriales también deben garantizar
la promoción de proyectos hidroeléctricos que impulsen la construcción de líneas
de transmisión a través de la licitación de concesiones, las cuales estimulen el
consumo industrial y doméstico.
El comportamiento y conducta de las empresas que conforman el sector
transmisión deberá ser congruente con la visión establecida, pues esto también es
una forma de establecer los intereses sectoriales. La determinación de los
objetivos de largo plazo será obtenida de manera más precisa cuando dichos
objetivos sean el resultado de una evaluación conjunta de los intereses sectoriales,
los puntos cardinales, la visión y la misión del sector. La correcta identificación de
95
los competidores del sector, sus propios intereses y, principalmente, la
coincidencia y oposición con la de los otros componentes, será determinante en el
establecimiento de las estrategias.
Para ello, en la Tabla 25 se muestra la Matriz de Intereses Sectoriales, en
los que se registra: (a) G.R. Comunidad, que representa a los gobiernos
regionales, locales, y comunidad, sobre las que se instalan las redes de
transmisión; (b) SNMPE – Empresas, que representa a las empresas de
transmisión de energía eléctrica, a las que se adjudica las concesiones; (c)
MINEN-DGE, representa al ministerio de energía y minas, y la dirección general
de electricidad, responsable del desarrollo del sector; (d) Clientes, representa a las
empresas distribuidoras y clientes libres.
7.2 Principios Cardinales
El correcto análisis de los principios cardinales permitirá identificar
adecuadamente los objetivos de largo plazo y plantear estrategias alineadas con la
visión y misión del sector, así como con los intereses organizacionales. Asimismo,
los principios cardinales están basados en el estudio de la influencia de los
terceros en el proceso de negociación bilateral, en los criterios que fundamentan la
conformación de alianzas entre las organizaciones, en la identificación de socios
estratégicos y en la competencia como factor de estímulo para el desarrollo de
procesos y productos creativos. Dentro del sector transmisión, los intereses
comunes de las empresas que lo conforman están vinculados a la obtención de un
marco de regulación estable por parte del Estado, así como a la transparencia en el
otorgamiento de las concesiones y al apoyo del Gobierno en la resolución de los
conflictos sociales. Para todo ello, se debe considerar a OSINERGMIN como
96
organismo regulador y al COES- SINAC como administrador del Sistema
Interconectado Nacional.
Respecto a los aspectos de viabilidad de las actividades de construcción, se
debe considerar como positivo el relacionamiento con los gobiernos locales y con
el Instituto Nacional de Cultura (INC) para realizar aquellas actividades que deban
ser ejecutadas cerca de los lugares arqueológicos. Por su parte, las actividades que
de alguna manera deban atravesar por áreas protegidas deben ser coordinadas con
el INRENA y el Ministerio del Ambiente.
Tabla 25
Matriz de Intereses Sectoriales
Intensidad del interés
Interés Sectorial Vital Importante Periférico
Resolver los conflictos socio
ambientales, y reducir el impacto
social de los proyectos
G.R., Comunidad,
SNMPE , Empresas, y
MINEM-DGE
Clientes
Transferir competencias a los G.R.,
para agilizar y descentralizar los
procesos
G.R., Comunidad y
MINEM - DGE
SNMPE -
Empresas Clientes
Promover las inversiones nacionales
y extranjeras a través de adecuadas
políticas
MINEM – DGE, SNMPE
y Empresas
G.R.
Comunidad
Clientes
Ejercer las buenas prácticas en
asuntos relacionados a la salud y
seguridad
MINEM – DGE, SNMPE
y Empresas
G.R.
Comunidad Clientes
Emplear tecnologías eficaces para
proteger y conservar flora, fauna y
ecosistemas
G.R. Comunidad,
SNMPE y Empresas
MINEM-
DGE Clientes
Armonizar los intereses
empresariales, para desarrollar la
sociedad con una vida digna
SNMPE, Empresas y
MINEM-DGE
G.R.,
Comunidad
y Clientes
Generar valor para los accionistas,
para los trabajadores, clientes, y
sociedad
SNMPE, Empresas y
MINEM-DGE
G.R. ,
Comunidad
y Clientes
Crear empleo dignamente
remunerado, y desarrollar industrias
con valor agregado
SNMPE – Empresas y
G.R. Comunidad
MINEM-
DGE y
Clientes
Nota. Tomado de “El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia,” por D´Alessio, 2008.
97
7.2.1 Influencia de terceras partes.
Las empresas del sector eléctrico y, especialmente las del sector de
transmisión, están regidas por la supervisión de organismos de regulación. Esto
organismos están enmarcados en la Ley de Concesiones Eléctricas, la misma que
es identificada por el COES y lanzada a licitación por Proinversión. En tal sentido,
existe una influencia clara de terceros durante el proceso de licitación, a través de
la presentación de mejores ofertas al Estado, no solo en términos económicos,
sino también en aspectos relacionados con la tecnología empleada, tiempo de
entrega y capacidad de financiamiento. Como resultado de esto, existirá
disconformidad en algunas empresas participantes y satisfacción en otras.
Las alianzas no son comunes entre las empresas del sector de transmisión,
pero sí hay reuniones de trabajo en las que se evalúan los alcances del sector y se
comparten las experiencias y conocimientos técnicos desarrollados. La empresa
con mayor participación es Red de Energía del Perú S.A. (REP), con un nivel de
facturación de alrededor 51%; seguida por el Consorcio Transmantaro S.A., con
20%, empresas que pertenecen al Grupo ISA, que también lidera el sector de
transmisiones en Colombia. Este aspecto es relevante porque este grupo opera con
tecnología mejorada y con óptimos procedimientos de construcción y
mantenimiento de las líneas de transmisión. Estos factores persuaden a las demás
empresas a incrementar su competitividad empresarial.
7.2.2 Lazos pasados y presentes.
La historia de la transmisión de energía eléctrica en el Perú comenzó el 15
de mayo de 1886, cuando la empresa Peruvian Electric Construction and Supply
inició el servicio en Lima, cuatro años después de su inauguración en Nueva
98
York. Tres años más tarde, en 1889, se inauguró el alumbrado público en la
ciudad de Arequipa y, en 1901, se continuó con la habilitación de la planta de
vapor del Callao. Dos años más tarde, en 1903, se construyó la Hidroeléctrica de
Chosica. En 1928, se transmitieron 33 kW de tensión a través de alambres de
cobre de 42 mm2, los cuales fueron sustituidos en1935 por alambres de aluminio
de 135 mm2, con lo cual se inició el proceso de expansión de la empresa (REP,
2007).
Una vez que la Central de Callahuanca entró en operación en el año 1938,
fue necesaria la construcción de una línea de transmisión de 52.5 km hasta Lima.
Para ello se requirió de la instalación de 218 torres metálicas con una tensión de
60 kW, con lo cual se inició la transmisión de alta tensión en el Perú. No es hasta
1957 en que se inicia el primer plan de electrificación nacional proyectado hasta el
año 1975. En 1958, comenzó a operar la L.T. Huallanca–Chimbote, con una
tensión de 138 kW. Asimismo, en 1977, se lanzó la primera LT con tensión de
220 kW mediante la implementación de la Central de Huinco, lo cual impulsó aún
más el consumo industrial y doméstico. En 2011, comenzará a operar la primera
LT con tensión de 500 kW (REP, 2007).
7.2.3 Contrabalance de intereses.
Los intereses de los competidores del sector transmisión de energía están
concentrados en la obtención de un mayor número de concesiones que le generen
ingresos regulares en el largo plazo. Así también, dichos intereses buscan alcanzar
altos niveles de competitividad y productividad en la ejecución de las obras para
reducir los costos y garantizar la alta rentabilidad sobre la inversión. De este
99
modo, la competencia de precios durante el proceso de licitación origina intereses
opuestos entre las empresas que conforman el sector.
Así, la construcción de gaseoductos se convierte en un factor de
competencia para el sector de transmisión de energía, ante la eventualidad de que
la generadora de energía eléctrica por medio de gas esté ubicada cerca de centros
mineros o de la gran industria. En esos casos, se reduce la necesidad de líneas de
transmisión, razón por la cual es necesaria una evaluación económica para
determinar su viabilidad. Entonces, la implementación de líneas de transmisión
dependerá del número de clientes y de los costos de transmisión de gas
comparados con los costos de transmisión de la energía.
7.2.4 Conservación de los enemigos.
Los competidores, y más aún los enemigos dentro de un sector, estimulan
las ideas para enfrentar a la competencia mediante la innovación de productos y
procesos que distingan a una organización de sus pares. Este contexto no
caracteriza a las empresas que conforman el sector de transmisión de energía,
pues, a pesar de que sí existe competencia por adjudicarse concesiones, no es
posible calificar como enemigos a sus integrantes. En suma, el sentido de
competencia conduce a adquirir las tecnologías más modernas e implementar
mejores procedimientos.
7.3 Objetivos de Largo Plazo
Los objetivos de largo plazo del sector transmisión de energía deberán
estar alineados con la visión del sector, en la cual se plantea un notable
crecimiento de la capacidad de la transmisión de energía del Sistema
Interconectado Nacional. Esta mayor capacidad de transmisión deberá satisfacer
100
ampliamente la demanda interna de los próximos 20 años. Además, deberá
atender la demanda externa producida por la integración regional en América
Latina, para lo cual el sector deberá alcanzar altos niveles de productividad,
confiabilidad y calidad en el servicio. Asimismo, para conseguir los objetivos de
largo plazo del sector será necesario alcanzar los objetivos de corto plazo,
implementar las estrategias externas específicas identificadas durante el proceso
estratégico y realizar los planes de acción que coadyuven al cumplimiento de la
visión, los valores y principios éticos (D’Alessio, 2008).
7.3.1 Primer objetivo de largo plazo (OLP 1).
Para establecer este primer objetivo de largo plazo será necesario
considerar los principales indicadores de estabilidad económica analizados, así
como el crecimiento del país en las actividades extractivas altamente demandantes
de energía eléctrica; todo lo cual acelerará el crecimiento del sector. En este
sentido, es muy importante interconectar al país con sistemas de transmisión
fortalecidos que aseguren el crecimiento de la demanda interna para los siguientes
años. El primer objetivo de largo plazo del sector transmisión eléctrico queda
definido como: “Hasta el año 2030, se deberá de lograr el fortalecimiento y
modernización de las líneas de transmisión de energía en el Perú, incrementado de
0% hasta 33,500 GWh, a través de líneas de tensión de 500 kW, con un ritmo de
crecimiento anual de 20% a partir del año 2011” (OLP1).
Con el primer objetivo de largo plazo, es posible ayudar para alcanzar la
visión del sector, porque está dirigida a incrementar la capacidad de transmitir
energía con líneas de alta tensión de 500 kW, que permite atender el crecimiento
de la demanda de forma económica y eficiente.
101
7.3.2 Segundo objetivo de largo plazo (OLP 2).
Es importante ampliar la cobertura del proceso de electrificación en el
Perú mediante el transporte de energía a las localidades de difícil acceso, con el
fin de mejorar la calidad de vida de sus pobladores. Sin duda, esto les permitirá
contar con servicios básicos, los que, a su vez, favorecerán la aparición de nuevas
industrias para crear polos de desarrollo. Es esencial que este proceso sea
desarrollado bajo estándares de alta calidad y costo de energía, de tal manera que
sea posible su masificación. De este modo, será posible una óptima integración y
desarrollo equitativo en todas las zonas del país. A partir de esto último se
generará el segundo objetivo de largo plazo del sector transmisión eléctrica:
"Hasta el año 2030, se deberá lograr la plena integración de los sistemas aislados
al SEIN, incrementando la participación del consumo nacional de energía en
provincias, de 51.5% que es actualmente, hasta el 70%, sobre una energía total
consumida de 112,000 GWh, a un ritmo de crecimiento anual de 8.0%.” (OLP2).
Con el segundo objetivo de largo plazo es posible ayudar para alcanzar la
visión del sector, porque está dirigida a incrementar la demanda interna de energía
eléctrica, a través del incremento del nivel de electrificación de las provincias, ya
que algunas de ellas registran muy bajos niveles de consumo. Este mayor
consumo estará se basará en el crecimiento urbano, rural, e industrial de las
provincias, que se convertirá en el impulsador del sector.
7.3.3 Tercer objetivo de largo plazo (OLP 3).
El Perú tiene un potencial de generación de energía hidroeléctrica de 180
GW, de los cuales solo utiliza el 5%. Esta coyuntura lo coloca como una potencia
regional en la generación de energía, lo cual le permitirá desarrollar proyectos de
102
envergadura para aprovechar este potencial energético (Energiminas, Abril 2010).
Adicionalmente, el Perú cuenta con gas natural para la generación termoeléctrica,
así como con proyectos de generación de energía eólica, lo cual le permite
potenciar aún más su matriz energética. En tal sentido, el tercer objetivo de largo
plazo del sector de transmisión de energía queda definido como: “Hasta el año
2030, el Perú debe haber alcanzado la posición de segunda potencia exportadora
de energía en la región, a través del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional,
con líneas de tensión de 750 kW, el cual deberá incrementarse de 0 a 38,000 GWh
para atender la demanda externa, con un ritmo de crecimiento de 16% a partir del
año 2016.” (OLP3).
El tercer objetivo de largo plazo apoya para alcanzar la visión del sector,
porque está dirigida a desarrollar la demanda externa de energía eléctrica de los
países fronterizos, aprovechando el potencial de energía del país. Este objetivo
dinamizará el sector de generación y transmisión al lograr importantes ingresos
financieros por la venta de energía.
7.3.4 Cuarto objetivo de largo plazo (OLP4).
La confiabilidad y continuidad del SEIN es muy importante para fortalecer
el sector de transmisión, para lograrlo es necesario contar con un eficiente control
de fallas e indisponibilidad de energía. Esto es posible alcanzar implementando un
sistema sólido de mantenimiento preventivo, que reduzca la posibilidad de
ocurrencia de fallas. Es así que el cuarto objetivo de largo plazo del sector de
transmisión de energía eléctrico, queda definido como: “Hasta el año 2030, se
deberá de alcanzar los más altos niveles de performance de fallas, reduciendo el
número de fallas por cada 100 km del SEIN (TFL) de 4 a 0, y el indicador de
103
indisponibilidad de potencia expresado en horas (INDISL) de 8 horas a 0 horas.
Con un ritmo de reducción de 29% anual en los indicadores.” (OLP4).
El cuarto objetivo de largo plazo apoya para alcanzar la visión del sector,
porque está dirigido a incrementar la calidad y confiabilidad del SEIN, que
asegure el flujo de energía para atender tanto la demanda interna como externa.
7.3.5 Quinto objetivo de largo plazo (OLP5).
La contratación de personal capacitado en el sector transmisión de energía
se ha convertido en factor crítico para el crecimiento del sector en redes de extra
alta tensión, es decir 500kW y 750 kW, y más aún en las zonas cercanas a los
proyectos. Para enfrentar esta situación, las empresas deben de preparar
programas acelerados de entrenamiento para el personal técnico de
mantenimiento, y capacitar a sus profesionales en el extranjero, o contratarlos del
exterior. En tal sentido, el quinto objetivo de largo plazo del sector de transmisión
de energía eléctrico, queda definido: “Hasta el año 2030, se debe lograr la
implementación de centros de educación superior en el norte, centro, sur y oriente
del país, de los que egresen 800 profesionales y 4,200 técnicos, expertos en la
instalación y mantenimiento de líneas de EAT, con un ritmo de 50 profesionales y
263 técnicos, a partir del año 2015.” (OLP5).
El quinto objetivo de largo plazo apoya para alcanzar la visión del sector,
porque está dirigido a incrementar el número de profesionales y técnicos en la
instalación y mantenimiento de líneas de extra alta tensión. Con ello se espera
incrementar y asegurar la calidad y confiabilidad del SEIN.
104
7.4 Conclusiones
La visión y la misión del sector, así como los intereses sectoriales y puntos
cardinales, permitirán lograr un entendimiento más exacto de los cursos de acción
estratégicos que deben ser considerados en el análisis. Adicionalmente, los
objetivos de largo plazo están dirigidos a la expansión de la infraestructura del
sector para atender la demanda interna y vender los excedentes a los países
vecinos. Además, buscan transformar la infraestructura del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional para ofrecer confiabilidad, calidad con menores costos.
Bajo este contexto, se espera establecer un soporte energético para el crecimiento
del país, con el fin de atender las necesidades sociales, ambientales y éticas de la
nación.
105
Capítulo VIII
Proceso Estratégico
El análisis realizado hasta el momento ha dado como resultado la Matriz
de Evaluación de Factores Externos, la Matriz del Perfil Competitivo y la Matriz
de Evaluación de Factores Internos para el sector de transmisión eléctrico en el
Perú. Dichas matrices sirven como principal insumo para las etapas de
emparejamiento y salida de la formulación estratégica, las mismas que son
desarrolladas a continuación.
8.1 Matriz de Fortalezas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas (FODA)
La matriz FODA es confeccionada sobre la base de la Matriz de
Evaluación de Factores Externos y de la Matriz de Factores Internos para el sector
de transmisión eléctrica en el Perú. La matriz FODA busca, de manera intuitiva,
generar estrategias para las combinaciones entre fortalezas y oportunidades (FO),
debilidades y oportunidades (DO), fortalezas y amenazas (FA) y debilidades y
amenazas (DA). El objetivo de esta matriz es sacar ventaja de las oportunidades
mediante el uso de las fortalezas para neutralizar las amenazas y minimizar las
debilidades. En el Apéndice D se muestra la matriz FODA y las estrategias
planteadas para cada uno de los cuadrantes. El emparejamiento de los factores
críticos, tanto internos como externos, y la preparación de la matriz FODA
producen las estrategias específicas como primer paso en la generación de
propuestas estratégicas para el sector de transmisión eléctrica.
Estrategias FO - Explotar. El uso de todas las fortalezas para aprovechar
las oportunidades genera las siguientes estrategias:
106
1. Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior (Brasil, Colombia y
Ecuador).
2. Estudiar nuevas fuentes de energía y su transmisión a través de la
Amazonía a Brasil.
3. Impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de
transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía.
4. Buscar mayores incentivos tributarios para la construcción de plantas de
energía (hídricas y gas).
5. Incentivar la tercerización para aumentar la eficiencia en el sector.
6. Promover estudios de factibilidad para interconectar las líneas con el
resto de países vecinos.
Estrategias DO - Buscar. Las estrategias que mejoran las debilidades
internas para sacar ventaja de las oportunidades externas generan las siguientes
estrategias:
1. Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar
las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa.
2. Incentivar la mayor especialización en el sector a través de convenios
con los institutos tecnológicos (por ejemplo, SENATI).
3. Brindar mayores incentivos tributarios a los proyectos de transmisión.
4. Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de
transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de
energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia
operativa.
107
5. Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de
energía eléctrica a través de la aplicación de la tercerización -
reglamentada por ley desde el año 2008- de actividades que forman
parte del negocio.
6. Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector.
Estrategias FA - Confrontar. El uso de las fortalezas internas para
reducir el impacto de las amenazas externas genera las siguientes propuestas
estratégicas:
1. Incentivar la inversión en los nuevos proyectos hidroeléctricos en la
Amazonía para la exportación a Brasil, lo cual traerá mejoras en
infraestructura en las zonas aledañas.
2. Disminuir el tiempo de los trámites administrativos para la inversión en
el sector.
3. Preparar planes de contingencia frente al cambio climático
(diversificación de la matriz energética).
4. Incentivar la responsabilidad social con las comunidades y medio
ambiente, los cuales pudieran ser afectados por las redes de transmisión.
Estrategia DA - Evitar. Las acciones defensivas que consideran reducir
las debilidades mediante la prevención de las amenazas exteriores, generan las
siguientes estrategias:
1. Mejorar la política de seguridad de la infraestructura de transmisión,
para lo cual se debe incluir a las comunidades aledañas a través de
incentivos en los programas sociales de las empresas del sector.
108
2. Buscar nuevas fuentes de energía renovable para abastecer el consumo
futuro.
3. Incentivar las estrategias de aventura conjunta (joint venture) con
instituciones educativas de las zonas aledañas para formar técnicos del
sector.
4. Dar leyes que incentiven la participación de mayores operadores del
sector.
8.2 Matriz de la Posición Estratégica y Evaluación de la Acción (PEYEA)
Esta matriz es usada como herramienta para determinar la apropiada
postura estratégica del sector de transmisión de energía en el Perú, para lo cual
este es ubicado en un contexto agresivo del mercado.
En cuanto a los factores de la organización, la fortaleza financiera del
sector es baja debido a los altos costos de inversión a los retornos menores y al
largo periodo de recuperación (las concesiones son a 30 años en promedio), sin
embargo es ubicado en el sector agresivo dado que son ingresos constantes y
seguros en los que no existe prácticamente riesgos mayores debido a la estabilidad
política y a la fortaleza de los contratos, sin embargo en una etapa preelectoral
como es la que se avecina el tema político puede inclinar la balanza hacia el
cuadrante conservador. Los detalles de su construcción se muestran en el
Apéndice E (véase Figuras 44 y 45).
En dicha matriz también se presenta una comparación relativa de la
posición aproximada que tendría el sector en el mercado. El resultado del análisis
de acuerdo a la metodología establecida en (D’Alessio, 2008) de X=2.44 y
Y=0.75 (véase Figura 29), indica que el desempeño del sector de transmisión
109
eléctrica en el Perú es agresivo, por lo que se infieren las siguientes líneas de
acción:
1. Optimizar la estructura financiera para maximizar los flujos que se
recibe de las concesiones de transmisión eléctrica que son bajas porque
la inversión se recupera en el largo plazo, para ello las empresas pueden
lograr gran acogida en el mercado local, siendo los principales actores
los fondos mutuos y AFP, estando entonces las condiciones ideales para
la emisión de bonos o acciones.
2. Tener una política de ahorro de costos (liderazgo de costos) para así
incrementar los márgenes de ganancia, ver las posibilidades de las
economías de escala.
3. Buscar nuevos mercados porque la demanda interna es atendida sin
problemas por los operadores locales. Brasil es el mejor cliente para
incrementar y desarrollar el sector de transmisión en el largo plazo.
Figura 29. Matriz PEYEA del sector de transmisión eléctrico.
110
8.2 Matriz del Boston Consulting Group (BCG)
En este análisis se ha considerado la participación en el mercado y el
crecimiento en las ventas del sector de transmisión eléctrico. En la Figura 30 se
observa que el sector de transmisión es representado como un solo negocio dado
que ofrece un único servicio.
El sector de transmisión eléctrico, según la matriz BCG, es un signo de
“vaca”, pues es una industria consolidada y posee una baja tasa de crecimiento y
de retorno. En este caso, el sector tiene las siguientes características y estrategias:
1. Tiene alta participación relativa del mercado, pero compite en una
industria de bajo crecimiento (esto cambiaría si se llegaran a concretar
los contratos para abastecer la demanda de Brasil).
2. Genera exceso de liquidez para sus necesidades.
3. Este exceso es recolectado para todos los propósitos (nuevas
inversiones).
4. Debe ser administrados para mantener una posición sólida durante el
mayor tiempo posible.
5. Es conveniente aplicar estrategias de desarrollo de nuevos mercados.
6. Si el sector se debilita (el rendimiento llega a niveles iguales o similares
a los que ofrece el sistema bancario), la estrategia sería la liquidación.
7. Debe mantener una estructura organizativa óptima.
111
Figura 30. Análisis del portafolio.
8.3 Matriz Interna y Externa (IE)
La Figura 31 muestra la ubicación del sector de transmisión eléctrico,
donde el tamaño y área del círculo son proporcionales al sector de transmisión
eléctrico. Según los resultados de la matriz IE, es posible aplicar las estrategias de
desarrollo de nuevos mercados hacia los países vecinos, entre los cuales Brasil
resulta ser la mejor opción debido al gran mercado energético con el que cuenta.
Asimismo, dichos resultados permitirían mejorar la estructura organizativa del
sector.
112
Figura 31. Matriz Interna y Externa.
8.4 Matriz de la Gran Estrategia (GE)
A través de esta matriz se evalúa y afina la elección acertada de las
estrategias para el sector de transmisión en el Perú. En la Figura 32 se observa que
el sector se encuentra en una posición competitiva fuerte y que presenta un rápido
crecimiento del mercado. En esta matriz se recomiendan las siguientes estrategias:
1. Diversificación. En las redes de alta tensión en 500 kW en el mercado
interno y 750 kW en la exportación de energía para mejorar la calidad y
eficiencia (reducción de la merma del transporte de energía eléctrica) con
el fin de transportar energía a grandes distancias y obtener mayores
beneficios. Debido a que el costo de inversión es alto, es aconsejable la
concesión de las redes al sector privado.
2. Desarrollo de mercado. La necesidad de Brasil de contar con grandes
fuentes de energía hace posible la viabilidad de crecimiento del sector.
Fuerte Promedio Débil
3.0 a 4.0 2.0 a 2.99 1.0 a 1.99
4.0
Alto
3 a 4
3.0
Medio
2 a 2.99
2.0
Bajo
1 a 1.99
1.0
Tot
ales
pon
der
ados
del
EF
E
VII VIII IX
La Matriz Interna Externa (IE)
IV V VI
I II III
Puntajes totales de la matriz EFI
2.49
2.91
113
3. Liderazgo en costos. Se deben realizar mejoras en los procesos para
incrementar los márgenes de ganancias.
Figura 32. Matriz de la Gran Estrategia.
8.6 Matriz de Decisión
En esta matriz son analizadas todas las estrategias anteriormente revisadas,
luego de lo cual se procede a verificar la importancia de cada una de ellas
mediante la selección de aquellas que solo abarcan tres o más impactos en las
matrices FODA, PEYEA, BCG, IE y GE, tal como se aprecia en la Tabla 26.
Posteriormente, a partir de las estrategias seleccionadas se ha desarrollado un
segundo filtro bajo la pauta de los aspectos estratégicos que más se adecuan al
sector, según el criterio de los investigadores. Este aspecto es resumido en la
Tabla 27, para luego confeccionar la Matriz Cuantitativa de Planeamiento
Estratégico.
114
Tabla 26
Matriz de Decisión Estratégica
Estrategias FODA PEYEA BCG IE GE TOTAL
1 Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior, en países como Brasil, Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile. X X X X X 5.00
2 Hacer estudios de nuevas fuentes de energía y su transmisión por la Amazonía a Brasil. X X X X 4.00
3 Impulsar la construcción de de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía. X X X X X 5.00
4 Buscar mayores incentivos tributarios a la construcción de plantas de energía (hídricas y gas). X X 2.00
5 Incentivar la tercerización en el sector para aumentar la eficiencia. X X X 3.00
6 Promover estudios de factibilidad para interconectar las líneas con el resto de países vecinos. X X X X X 5.00
7 Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes hacia mercados externos. X X X X X 5.00
8 Incentivar la mayor especialización en el sector a través de convenios con los institutos tecnológicos (SENATI).
X 1.00
9 Brindar mayores incentivos tributarios a los proyectos de transmisión. X X 2.00
10 Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del
SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa. X X X 3.00
11 Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a través de la aplicación de la tercerización -
reglamentada por ley desde el año 2008- de actividades que forman parte del negocio. X X X X 4.00
12 Optimizar la estructura organizativa del sector. X X X 3.00
13 Incentivar a la inversión de los nuevos proyectos hidroeléctricos en la Amazonía para la exportación a Brasil, lo cual traerá mejoras en
infraestructura en las zonas aledañas. X X X X 4.00
14 Disminuir el tiempo en trámites administrativos para la inversión en el sector. X 1.00
15 Preparar planes de contingencia frente al cambio climático (diversificación de la matriz energética). X X X X 4.00
16 Incentivar la responsabilidad social con las comunidades y el medio ambiente, que pudieran se afectados por las redes de transmisión. X 1.00
17 Mejorar la política de seguridad de la infraestructura de transmisión, para lo cual se debe incluir a las comunidades aledañas a través de
incentivos en los programas sociales de las empresas del sector. X X 2.00
18 Buscar nuevas fuentes de energía renovable para abastecer el consumo futuro. X 1.00
19 Incentivar las estrategias de aventura conjunta (joint venture) con instituciones educativas de las zonas aledañas para la formación de técnicos
del sector. X X 2.00
20 Dar leyes que incentiven la participación de mayores operadores del sector. X X 2.00
21 Si el sector se debilita (el rendimiento llega a niveles iguales o similares a los que ofrece el sistema bancario), la estrategia sería la liquidación. X X 2.00
22 Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kW, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kW para optimizar la capacidad de
transmisión. X X X 3.00
115
Tabla 27
Filtros para la Evaluación Estratégica
N° Alternativas estratégicas Total Alternativas
estratégicas
1 Buscar nuevos mercados energéticos en el
exterior, en países como Brasil, Ecuador,
Colombia, Bolivia y Chile. 5
Desarrollo de
mercados
2 Hacer estudios de nuevas fuentes de energía y
su transmisión por la Amazonía a Brasil. 4
Desarrollo de
mercados
3
Impulsar la construcción de centrales
hidroeléctricas y líneas de transmisión en las
zonas cercanas a los países demandantes de
energía.
5 Desarrollo de
mercados
4
Incrementar los niveles de calidad y
confiabilidad del sector de transmisión de
energía, para reducir el nivel de fallas y caídas
de energía del SEIN, alcanzando un sistema
basado en la excelencia operativa.
4 Liderazgo en
costos
5 Incentivar la tercerización en el sector para
aumentar la eficiencia. 3
Liderazgo en
costos
6 Promover estudios de factibilidad para
interconectar las líneas con el resto de países
vecinos. 5
Desarrollo de
mercados
7
Buscar inversionistas para incrementar las
fuentes de energía y ampliar las redes de
transmisión para atender la demanda interna y
externa.
5 Aventura
conjunta
8
Incrementar la productividad y competitividad
del sector transmisión de energía eléctrica, a
través de la aplicación de la tercerización -
reglamentada por ley desde el año 2008- de
actividades que forman parte del negocio.
4 Liderazgo en
costos
9
Incentivar la inversión de los nuevos proyectos
hidroeléctricos en la Amazonía para la
exportación a Brasil, lo cual traerá mejoras en
infraestructura en las zonas aledañas.
4 Desarrollo de
mercados
10 Estimular la optimización de la estructura
organizativa del sector. 3
Liderazgo en
costos
11 Preparar planes de contingencia frente al
cambio climático (diversificación de la matriz
energética). 4
Desarrollo de
mercados
12
Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de
500 kW, y en el futuro, con redes de tensión de
750 kW para optimizar la capacidad de
transmisión.
3 Diversificación
116
8.7 Matriz Cuantitativa del Planeamiento Estratégico (MCPE)
Con esta matriz se determina el atractivo relativo de las estrategias
alternativas que son viables en el sector de transmisión eléctrica, las cuales se
clasifican en: (a) Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior, debido a que
el Perú cuenta con la ventaja competitiva energética en la región, la cual está
concentrada en fuentes hídricas, pero estas son estacionales y, por ello, es
necesaria una integración energética que abastezca en épocas de lluvias y que
pueda comprar energía eléctrica en épocas de sequías; (b) Contratos de
construcción de centrales hidroeléctricas orientados hacia países demandantes de
energía, lo cual podrá concretarse a través de financiamiento de los países
demandantes (tal es el caso de Brasil con el proyecto Inambari); por un plazo de
30 años se exportará 70% de la energía a Brasil y un 30% se quedaría en Perú para
que, luego del plazo, sea propiedad del Estado Peruano; (c) Implementar leyes que
favorezcan la eficiencia de la industria, tal como la Ley de Tercerización y el
Marco general Regulatorio del Sector Electricidad, a través de las leyes y decretos
supremos especificados en el Apéndice A; (d) Optimización de la estructura
organizativa, mediante la cual será posible lograr una mayor eficiencia a través del
uso de alta tecnología en redes de transmisión (750 kW) para exportar energía,
especialización del personal y garantizar la mejora en los tiempos de trámites de
proyectos de energía del sector; y (e) Fortalecer el SEIN con nuevas redes de
transmisión (500 kW) que mejoren la capacidad de transmisión de energía
eléctrica. La Tabla 28 muestra objetivamente cuáles son las mejores alternativas
estratégicas sobre la base del grado de cumplimiento de los objetivos estratégicos,
mediante los factores clave de éxito, tanto interno como externo. Los resultados
obtenidos en dicha tabla muestran que todas las estrategias retenidas son
aceptables, lo cual es demostrado por su calificación superior a cinco.
117
Tabla 28
Matriz Cuantitativa de Planeamiento Estratégico (MCPE)
Alternativas estratégicas
Desarrollo de mercados Liderazgo en costos Aventura Conjunta Diversificación
1 2 3 4 5 6 7
MATRIZ CUANTITATIVA
DEL PLANEAMIENTO
ESTRATÉGICO
(MCPE)
“Buscar nuevos
mercados energéticos
en el exterior, en países
como Brasil, Ecuador,
Colombia, Bolivia y
Chile”.
“Impulsar la construcción
de centrales hidroeléctricas
y líneas de transmisión en
las zonas cercanas a los
países demandantes de
energía”.
“Incrementar la productividad y
competitividad del sector
transmisión de energía eléctrica, a
través de la aplicación de la
tercerización - reglamentada por ley
desde el año 2008- de actividades
que forman parte del negocio”.
“Estimular la
optimización de la
estructura organizativa
del sector”.
Incrementar los niveles de
calidad y confiabilidad del
sector de transmisión de
energía, para reducir el nivel
de fallas y caídas de energía
del SEIN, alcanzando un
sistema basado en la
excelencia operativa.
“Buscar inversionistas para
incrementar las fuentes de
energía y ampliar las redes
de transmisión para atender
la demanda interna y
externa”.
“Fortalecer el SEIN con
redes de alta tensión de 500
kW, y en el futuro, con
redes de tensión de 750 kW
para optimizar la capacidad
de transmisión”.
Factores determinantes de éxito Peso Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación
Oportunidades
1
Demanda de Energía de Países
Vecinos (Brasil, Ecuador y
Colombia) 0.1 4 0.40 4 0.40 2 0.20 3 0.30 3 0.30 4 0.40 4 0.40
2 Grandes recursos hídricos,
eólicos y geotérmicos 0.07 4 0.28 4 0.28 2 0.14 2 0.14 2 0.14 3 0.21 2 0.14
3 Estabilidad política y
macroeconómica del país 0.1 3 0.30 3 0.30 3 0.30 4 0.40 2 0.20 3 0.30 3 0.30
4 Estímulos tributarios para
energía renovables 0.08 2 0.16 2 0.16 3 0.24 3 0.24 2 0.16 4 0.32 3 0.24
5 Ampliación del sistema eléctrico
interconectado nacional en los
próximos años 0.06 3 0.18 1 0.06 3 0.18 3 0.18 2 0.12 3 0.18 3 0.18
6
Leyes que promueven la
inversión de transmisión
eléctrica 0.04 2 0.08 2 0.08 2 0.08 4 0.16 2 0.08 4 0.16 3 0.12
7 Grado de inversión 0.08 2 0.16 1 0.08 2 0.16 4 0.32 2 0.16 3 0.24 2 0.16
8 La Ley de Tercerización 0.06 2 0.12 1 0.06 4 0.24 3 0.18 4 0.24 2 0.12 1 0.06
Amenazas
1 Falta de infraestructura en el
ámbito nacional 0.08 3 0.24 4 0.32 2 0.16 2 0.16 2 0.16 3 0.24 3 0.24
2
Riesgo de ataques terroristas a
las líneas de transmisión y a las
subestaciones 0.06 2 0.12 2 0.12 2 0.12 2 0.12 2 0.12 2 0.12 1 0.06
3
Riesgo de cambio climático en
los próximos años, como sequías
(hidroeléctricas) 0.08 2 0.16 2 0.16 2 0.16 2 0.16 2 0.16 2 0.16 2 0.16
4
Demora en trámites
administrativos del estado que
afectan la inversión 0.04 3 0.12 2 0.08 2 0.08 4 0.16 3 0.12 2 0.08 2 0.08
5 Demanda y oposición social
frente a los proyectos 0.08 3 0.24 3 0.24 2 0.16 2 0.16 2 0.16 3 0.24 2 0.16
6 Aumento de las exigencias
medioambientales 0.03 1 0.03 2 0.06 3 0.09 3 0.09 4 0.12 1 0.03 3 0.09
7
Servidumbres ocupadas que
afectan la operación y el
mantenimiento 0.04 1 0.04 2 0.08 4 0.16 2 0.08 2 0.08 3 0.12 2 0.08
(tabla continua)
118
Alternativas estratégicas
Desarrollo de mercados Liderazgo en costos Aventura Conjunta Diversificación
1 2 3 4 5 6 7
MATRIZ CUANTITATIVA
DEL PLANEAMIENTO
ESTRATÉGICO
(MCPE)
“Buscar nuevos
mercados energéticos
en el exterior, en países
como Brasil, Ecuador,
Colombia, Bolivia y
Chile”.
“Impulsar la construcción
de centrales hidroeléctricas
y líneas de transmisión en
las zonas cercanas a los
países demandantes de
energía”.
“Incrementar la productividad y
competitividad del sector
transmisión de energía eléctrica, a
través de la aplicación de la
tercerización - reglamentada por ley
desde el año 2008- de actividades
que forman parte del negocio”.
“Estimular la
optimización de la
estructura organizativa
del sector”.
Incrementar los niveles de
calidad y confiabilidad del
sector de transmisión de
energía, para reducir el nivel
de fallas y caídas de energía
del SEIN, alcanzando un
sistema basado en la
excelencia operativa.
“Buscar inversionistas para
incrementar las fuentes de
energía y ampliar las redes
de transmisión para atender
la demanda interna y
externa”.
“Fortalecer el SEIN con
redes de alta tensión de 500
kW, y en el futuro, con
redes de tensión de 750 kW
para optimizar la capacidad
de transmisión”.
Factores determinantes de éxito Peso Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación
Fortalezas
1 Atención de la demanda de
transmisión eléctrica al 100% 0.05 3 0.15 3 0.15 2 0.10 2 0.10 2 0.10 2 0.10 3 0.15
2
Buena gestión de los
inversionistas privados en el
sector 0.05 4 0.20 2 0.10 4 0.20 4 0.20 3 0.15 4 0.20 4 0.20
3 Recursos energéticos abastecen
la demanda local 0.05 3 0.15 4 0.20 2 0.10 2 0.10 2 0.10 3 0.15 2 0.10
4 Capacidad de las empresas del
sector para invertir en el
mercado de capitales 0.1 2 0.20 3 0.30 4 0.40 4 0.40 4 0.40 3 0.30 4 0.40
5 Buena situación financiera de las
empresas del sector 0.05 4 0.20 3 0.15 3 0.15 4 0.20 3 0.15 3 0.15 4 0.20
6 Rentabilidad segura a largo plazo
del 15% anual 0.05 3 0.15 4 0.20 3 0.15 4 0.20 3 0.15 4 0.20 4 0.20
7 Alta especialización en el
personal del sector 0.05 2 0.10 2 0.10 4 0.20 1 0.05 4 0.20 2 0.10 2 0.10
8 Contratos de concesión a 30 años 0.15 3 0.45 4 0.60 2 0.30 3 0.45 2 0.30 3 0.45 2 0.30
9 Facilidades de conseguir
financiamiento 0.05 3 0.15 3 0.15 2 0.10 4 0.20 2 0.1 4 0.20 2 0.10
Debilidades
1 Estructura oligopólica del
mercado nacional 0.08 4 0.32 4 0.32 2 0.16 2 0.16 1 0.08 3 0.24 4 0.32
2 Alto costo de inversión en el
sector 0.08 3 0.24 2 0.16 4 0.32 4 0.32 2 0.16 4 0.32 4 0.32
3 Presencia de altos niveles de
corrosión en la líneas ubicadas
en costa 0.05 1 0.05 2 0.10 2 0.10 2 0.10 2 0.10 2 0.10 1 0.05
4
Poca capacidad de negociación
(condiciones basadas en los
contratos de concesión) 0.1 2 0.20 1 0.10 2 0.20 2 0.20 4 0.40 3 0.30 2 0.20
5 Riesgo de muerte del personal de
mantenimiento de redes 0.05 2 0.10 2 0.10 4 0.20 1 0.05 4 0.20 1 0.05 1 0.05
6
Competencia por captación de
personal especializado en LLTT
EAT 0.04 2 0.08 2 0.08 4 0.16 2 0.08 4 0.16 2 0.08 2 0.08
2.00 5.37 5.29 5.31 5.66 5.47 5.86 5.24
119
8.8 Matriz Rumelt
A partir de los aspectos ya revisados, es posible mostrar la Matriz de
Rumelt, la cual considera los criterios de: (a) consistencia, cuando no existen
objetivos o políticas mutuamente excluyentes;(b) consonancia, la cual es
adaptativa al entorno; (c) factibilidad, la cual provee ventajas competitivas; y (d)
ventaja, la cual no origina sobrecostos. Según D’Alessio (2008), las estrategias,
para ser aprobadas, deben estar alineadas con cada uno de los cuatro filtros
indicados, conforme se detalla en la Tabla 29. En el análisis hecho a las
estrategias seleccionadas para el sector transmisión, es posible observar que todas
las estrategias cumplen con los criterios de Rumelt.
Tabla 29
Matriz de Rumelt
Alternativas estratégicas Consistencia Consonancia Factibilidad Ventaja Se acepta
Desarrollo de mercados
1. “Buscar nuevos mercados
energéticos en el exterior, en países
como Brasil, Ecuador, Colombia,
Bolivia y Chile”.
Sí Sí Sí Sí Sí
2. “Impulsar la construcción de
centrales hidroeléctricas y líneas de
transmisión en las zonas cercanas a
los países demandantes de energía”.
Sí Sí Sí Sí Sí
Liderazgo en costos
3 “Incrementar la productividad y
competitividad del sector
transmisión de energía eléctrica, a
través de la aplicación de la
tercerización - reglamentada por ley
desde el año 2008- de actividades
que forman parte del negocio”
Sí Sí Sí Sí Sí
4. “Estimular la optimización de la
estructura organizativa del sector”. Sí Sí Sí Sí Sí
(tabla continúa)
120
Alternativas estratégicas Consistencia Consonancia Factibilidad Ventaja Se acepta
5. Incrementar los niveles de calidad
y confiabilidad del sector de
transmisión de energía, para reducir
el nivel de fallas y caídas de energía
del SEIN, alcanzando un sistema
basado en la excelencia operativa.
Sí Sí Sí Sí Sí
Aventura conjunta
6. “Buscar inversionistas para
incrementar las fuentes de energía y
ampliar las redes de transmisión
para atender la demanda interna y
externa”.
Sí Sí Sí Sí Sí
Diversificación
7. “Fortalecer el SEIN con redes de
alta tensión de 500 kW, y en el
futuro, con redes de tensión de 750
kW para optimizar la capacidad de
transmisión”.
Sí Sí Sí Sí Sí
8.9 Matriz de Ética
Esta matriz tiene la finalidad de verificar que las estrategias seleccionadas
del subsector de transmisión eléctrica no violen los aspectos relacionados con los
derechos, la justicia y el utilitarismo. Si alguna de las estrategias atenta contra
estos derechos, es injusta o es perjudicial para los stakeholders del sector, se debe
evitar su aplicación y, por consiguiente, deben ser rechazadas (ver Figura 33).
8.10 Conclusiones
En este capítulo el sector de transmisión de energía ha procesado toda la
información de los capítulos anteriores de los entornos internos y externos para
producir a través de las matrices de planeamiento estratégicas las diversas
estrategias especificas que permitan alcanzar la visión las cuales son: (a) Buscar
121
nuevos mercados energéticos en el exterior, en países como Brasil, Ecuador,
Colombia, Bolivia y Chile (desarrollo de mercados), (b) Impulsar la construcción
de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los
países demandantes de energía (desarrollo de mercados), (c) Buscar inversionistas
para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para
atender la demanda interna y externa (aventura conjunta), (d) Incrementar la
productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a
través de la aplicación de la tercerización de actividades que forman parte del
negocio, reglamentada por ley desde el año 2008 (liderazgo en costos), (e)
Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector (liderazgo en
costos), (f) Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector
transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN
alcanzando un sistema estable (liderazgo en costo), y (g) Fortalecer el SEIN con
redes de alta tensión de 500 kW, y a futuro con redes de tensión de 750 kW para
optimizar la capacidad de transmisión (diversificación).
Estas estrategias alternativas y especificadas son nuevamente filtradas por
matrices de ética y de Prueba de Estrategias para corroborar que cumplan con
éxito los requerimientos del sector. Las estrategias seleccionadas muestran la
dirección que debería seguir el sector a través del desarrollo de nuevos mercados
externos y alcanzar mejores niveles de eficiencia en sus procesos (Liderazgo en
costos, aventura conjunto y diversificación).
122
Figura 33. Matriz de Ética.
1. Impacto en el derecho a la vida.
Viola Neutral Promueve x
2. Impacto en el derecho a la propiedad .
Viola Neutral Promueve x
3. Impacto en el derecho al libre pensamiento.
Viola Neutral Promueve x
4. Impacto en el derecho a la privacidad.
Viola Neutral Promueve x
5. Impacto en el derecho a la libertad de conciencia.
Viola Neutral Promueve x
6. Impacto en el derecho a hablar libremente.
Viola Neutral Promueve x
7. Impacto en el derecho al debido proceso.
Viola Neutral Promueve x
8. Impacto en la distribución.
Justo x Neutro Injusto
9. Equidad en la administración.
Justo x Neutro Injusto
10. Normas de compensación.
Justo x Neutro Injusto
11. Fines y resultados estratégico.
Excelentes x Neutro Perjudicial
12. Medios estratégicos empleados
Excelentes x Neutro Perjudicial
Estrategias Seleccionadas
DE
RE
CH
OS
Desarrollo de Mercados
Buscar nuevos mercados energéticos en el
exterior (Brasil, Colombia y Ecuador) : F6,
F8, O1,O6Impulsar contratos de construcción de
centrales hidroeléctricas y líneas de
transmisión en las zonas cercanas a los
países demandantes de energía: F9, F1, O1
Liderazgo en Costos
Implementar leyes que favorezcan la
eficiencia de la industria como incentivar el
uso de tercerización en las actividades que
no son del Giro del sector : D2, D3, D5, D6,
O8“Estimular la optimización de la estructura
organizativa del sector”.
Incrementar los niveles de calidad y
confiabilidad del sector de transmisión de
energía, para reducir el nivel de fallas y
caídas de energía del SEIN, alcanzando un
sistema basado en la excelencia operativa.
JU
ST
ICIA
Aventura Conjunta
Buscar inversionistas para incrementar las
fuentes de energía y ampliar las redes de
transmisión para atender la demanda interna
y externa: D 1, O1, O2, O5, O6
UT
ILIT
AR
ISM
O
Diversificación
Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión
de 500 kV, y en el futuro, con redes de
tensión de 750 kV para optimizar la
capacidad de transmisión.
123
Capítulo IX
Dirección e Implementación Estratégica
La segunda etapa del proceso corresponde a la dirección e implementación
de la puesta en marcha de los lineamientos estratégicos, etapa en la que deben ser
ejecutadas las estrategias para el sector de transmisión de energía. Asimismo, se
plantean los objetivos de corto plazo, los cuales, a su vez, se relacionan con cada
uno de los objetivos de largo plazo planteados, para alcanzar la visión del sector
mediante una correcta ejecución de las estrategias seleccionadas dentro del
proceso. Las estrategias definidas para el sector son siete y están orientadas hacia
el desarrollo de mercados, la aventura conjunta, el liderazgo en costos y la
diversificación.
9.1 Objetivos de Corto Plazo
Para establecer los objetivos de corto plazo (OCP) del sector transmisión
de energía, es preciso considerar que estos deben facilitar la consecución de los
objetivos de largo plazo y a través de ellos la visión, respetando los valores y
principios éticos planteados. Para el cumplimiento de los OCP, se le deberán de
asignar los recursos financieros, logísticos, humanos y tecnológicos necesarios.
Por ello, el planteamiento aplicado deberá ser descentralizado para que cada
componente del sector asuma las metas y desafíos de su área o sector. Es
importante una adecuada determinación de los OCP pues a través de ellos es
posible plantear prioridades, obtener retroalimentación hacia el proceso y
monitorear los avances hacia los objetivos estratégicos.
Objetivo de largo plazo 1 (OLP1). Para el primer objetivo de largo plazo,
el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, se deberá de lograr el
124
fortalecimiento y modernización de las líneas de transmisión de energía, que
permita incrementar el consumo interno de 0 hasta 33,500 GWh, a través de líneas
de tensión de 500 kW, con un ritmo de crecimiento anual de 20% a partir del año
2011.” (OLP1), se han establecido los siguientes objetivos de corto plazo.
Objetivo de corto plazo (OCP11): En un plazo de cinco años, hacia fines
del año 2015, el SEIN logre transmitir 2,170 GWh de consumo de energía,
a través de líneas de tensión de 500 kW, alcanzando un crecimiento de
150% en el período. El OCP11 apoya directamente al OLP1, porque está
dirigido hacia la puesta en marcha de líneas de alta tensión de 500 kW, ya
que para el año 2015 entrarán en operación las líneas de 500 kW; Chilca-
La Planicie-Zapallal, Chilca-Marcona-Montalvo, y Zapallal-Trujillo; las
que darán el primer impulso en el uso de alta tensión en el Perú.
Proyectándose que alcance una transferencia de carga superior a 2,000
GWh, que representaría el 5% del consumo nacional. Este objetivo
marcará el ritmo para los siguientes tres quinquenios, siendo necesario
incrementar la participación a medida que ingresen más líneas de 500 kW
al SEIN, hasta alcanzar el 30% deseado.
Objetivo de corto plazo (OCP12): En un plazo de cinco años, hacia fines
del 2015, el SEIN a través de sus líneas de mediana y baja tensión, logre
incrementar su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370 GWh,
manteniendo un crecimiento anual de 5.5%. El OCP12 apoya directamente
al OLP1, porque está dirigido a incrementar la instalación de líneas de
mediana y baja tensión para que transmitan la energía tomada de las líneas
de extra alta tensión, incrementando la productividad global del SEIN.
125
Estas líneas son las que abastecen a las localidades y pueblos del interior
del país, y son necesarias por requieren una menor área de servidumbre y
reduce el impacto ambiental.
Objetivo de corto plazo (OCP13): En un plazo de seis años, hacia fines del
año 2016, se deberá de integrar al menos dos proyectos de generación de
energía geotérmica, al SEIN. El OCP13 apoya directamente al OLP1,
porque está dirigido hacia la generación y transmisión de energía
renovable, cercana a las localidades y provincias que utilizan la energía,
utilizándose líneas de baja tensión. Esto evita sobrecargar las líneas de
extra alta tensión, favoreciendo el transporte de una mayor cantidad de
energía a más destinos.
Objetivo de largo plazo 2 (OLP2). Para el segundo objetivo de largo
plazo, el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, se deberá lograr la plena
integración de los sistemas aislados al SEIN, incrementando la participación del
consumo nacional de energía en provincias, de 51.5% que es actualmente, hasta el
70%, sobre una energía total consumida de 112,000 GWh, a un ritmo de
crecimiento anual de 8.0%.”(OLP2), se han establecido los siguientes objetivos de
corto plazo.
Objetivo de corto plazo (OCP21): En un plazo de cinco años, hacia fines
del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los
departamentos de la sierra, pasen de 6,520 a 10,530 GWh, representando
el 24.3% del consumo nacional; con un ritmo de crecimiento de 10.07%
anual. El OCP21 apoya directamente al OLP2, porque está dirigido a
incrementar la demanda interna de los departamentos de la sierra, y la
126
participación en el consumo nacional, de 20% a 24.3%. El COES se
encargará de controlar los indicadores de crecimiento.
Objetivo de corto plazo (OCP22): En un plazo de cinco años, hacia fines
del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los
departamentos de la selva, pasen de 819 a 1,462 GWh, representando el
3.37% del consumo nacional; con un ritmo crecimiento de 12.32% anual.
El OCP22 apoya directamente al OLP2, porque está dirigido a incrementar
la demanda interna en los departamentos de la selva, que tienen los índices
más bajos de electrificación, siendo actualmente de 2.5%. Para satisfacer
el objetivo se deberá de trabajar en la generación de industrias medianas y
pequeñas, en el desarrollo urbanístico de las ciudades y poblados, y en
incrementar el nivel de vida.
Objetivo de Corto Plazo (OCP23): En un plazo de seis años, hacia fines
del año 2016, el coeficiente de electrificación de la sierra deberá de
incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de crecimiento
anual de 5%. El OCP23 apoya directamente al OLP2, porque está dirigido
a incrementar el coeficiente de electrificación de los departamentos de la
sierra, especialmente Apurímac, Ayacucho, y Huancavelica.
Objetivo de largo plazo 3 (OLP3). Para el tercer objetivo de largo plazo,
el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, el Perú debe haber alcanzado
la posición de segunda potencia exportadora de energía en la región, a través del
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, con líneas de tensión de 750 kW, el
cual deberá incrementarse de 0 a 38,000 GWh para atender la demanda externa,
127
con un ritmo de crecimiento de 16% a partir del año 2016.” (OLP3), se han
establecido los siguientes objetivos de corto plazo.
Objetivo de corto plazo (OCP31): En un plazo de seis años, hacia fines del año
2016, se deberá de exportar los primeros 5,000 GWh a través del SEIN con líneas
de 750 kW de tensión. El OCP31 apoya directamente al OLP3, porque está
dirigido impulsar la exportación de energía dentro de los próximos seis años, bajo
líneas de transmisión de extra alta tensión 750 kW.
Objetivo de corto plazo (OCP32): En un plazo de seis años, hacia fines del año
2016, se deberá de negociar una tarifa de exportación de US$80.00 / MWh, que
genere ingresos por US$400,000 el primer año. El OCP32 apoya directamente al
OLP3, porque está dirigido a captar ingresos financieros a través de la
exportación de energía eléctrica que hagan sostenible los proyectos de inversión.
Objetivo de corto plazo (OCP33): En un plazo de siete años, hacia fines del año
2017, se deberá de reducir el costo marginal promedio anual de US$38.33 / MWh
a US$23.00 / MWh. Con un ritmo de reducción aproximado de 6%. El OCP33
apoya directamente al OLP3, porque está dirigido a eliminar la alta variación de
los costos marginales de generar y transportar un MWh, para mantener la
rentabilidad de los proyectos.
Objetivo de largo plazo 4 (OLP4). Para el cuarto objetivo de largo plazo,
el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, se deberá de alcanzar los más
altos niveles de performance de fallas, reduciendo el número de fallas por cada
100 km del SEIN (TFL) de 4 a 0, y el indicador de indisponibilidad de potencia
expresado en horas (INDISL) de 8 horas a 0 horas. Con un ritmo de reducción de
29% anual en los indicadores.” (OLP4), se han establecido los siguientes
objetivos de corto plazo.
128
Objetivo de corto plazo (OCP41): En un plazo de cinco años, hacia fines del año
2015, se deberá lograr un incremento en la instalación de enlaces redundantes en
las líneas troncales del SEIN, de 30% a 100% de la red. El OCP41 apoya
directamente al OLP4, porque la instalación de enlaces redundantes en las líneas
troncales evita la interrupción de energía en el SEIN, incrementando la
confiabilidad.
Objetivo de corto plazo (OCP42): En un plazo de cinco años, hacia fines del año
2015, se deberá de reducir el número de fallas de desconexión ocurridas por
semestre de 27 a 5. El OCP42 apoya directamente al OLP4, porque el número de
fallas ocurridas en el uno de los indicadores más usados para medir la
confiabilidad del SEIN.
Objetivo de corto plazo (OCP43): En un plazo de cinco años, hacia fines del año
2015, se deberá de reducir el número de horas de indisponibilidad de energía de
17 a 5. El OCP43 apoya directamente al OLP4, porque es el segundo indicador
más importante usado para medir la confiabilidad del sistema del SEIN. La
tolerancia que da el MINEM es igual para las zonas de la costa, sierra, y selva.
Objetivo de largo plazo 5 (OLP5). Para el quinto objetivo de largo plazo,
el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, se debe lograr la
implementación de centros de educación superior en el norte, centro, sur y oriente
del país, de los que egresen 800 profesionales y 4,200 técnicos, expertos en la
instalación y mantenimiento de líneas de EAT, con un ritmo de 50 profesionales y
263 técnicos, a partir del año 2015.” (OLP5), se han establecido los siguientes
objetivos de corto plazo.
Objetivo de corto plazo (OCP51): En un plazo de cinco años, hacia fines del año
2015, lograr que entren en funcionamiento 10 centros de educación superior, 2 en
129
el norte, 3 en el centro, 3 en el sur, y 2 en el oriente. El OCP51 apoya
directamente al OLP5, porque plantea la instalación de centros de capacitación de
alta especialización en instalación y mantenimiento de líneas de extra alta tensión
distribuidas.
Objetivo de corto plazo (OCP52): En un plazo de ocho años, hacia fines del año
2018, lograr que el 20% de los ingenieros y técnicos, tengan certificación
internacional para atender líneas de extra alta tensión (500 kW y 750 kW). El
OCP52 apoya directamente al OLP5, porque ayuda a elevar el nivel profesional
de los técnicos y ejecutivos del sector.
Objetivo de corto plazo (OCP53): En un plazo de tres años, hacia fines del año
2013, el MINEM a través de CARELEC, deberá haber firmado al menos tres
convenios para transferencia de conocimientos y tecnología, con institutos
nacionales y extranjeros de educación superior. El OCP53 apoya directamente al
OLP5, asegura una óptima transferencia de conocimientos técnicos a través de
convenios.
Por su parte, las estrategias identificadas deben ser relacionadas con los
objetivos de corto plazo para establecer las acciones estratégicas que deberán
seguirse.
La Estrategia 1 plantea: “Buscar nuevos mercados energéticos en el
exterior, en países como Brasil, Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile”. Esta
estrategia está dirigida a alcanzar el tercer objetivo de largo plazo (OLP3).
Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de
energía para implementar la estrategia 1 son:
AE11. Estudiar la proyección del crecimiento económico de los países
vecinos, los principales indicadores macroeconómicos, los sectores
130
estratégicos que más aportan al PBI de cada uno de ellos; así como la
situación política, social y financiera de los mismos.
AE12. Estudiar la demanda de energía de los países fronterizos, su
capacidad de generación actual, la composición de su matriz
energética, así como el déficit o superávit que podrían tener en los
próximos 20 años.
AE13. Preparar estudios de factibilidad de la instalación de líneas de
transmisión de energía eléctrica con tensión 750 kW en los países
que demandarán energía en el futuro, para lo cual se deberá
proyectar el costo promedio de producir y transferir 1 GWh.
AE14. Evaluar las posibles restricciones que pudieran presentarse respecto
a asuntos políticos, legales, impedimentos técnicos y geográficos,
para determinar posteriormente las alternativas de solución.
AE15. Buscar puntos de convergencia, y sobre esa base, preparar acuerdos
binacionales o de complementariedad energética para dirigir los
proyectos de generación y transmisión.
La Estrategia 2 plantea “Impulsar la construcción de centrales
hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países
demandantes de energía”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar el tercer objetivo
de largo plazo (OLP3). Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de
transmisión de energía para implementar la estrategia 2 son:
AE21. Actualizar los estudios que permitan explotar nuevas fuentes de
energía hidroeléctrica -tales como cuencas, caídas de agua-
131
mediante el trabajo y análisis hecho por especialistas nacionales y
extranjeros.
AE22. Establecer nuevas zonas de interconexión eléctrica cercanas a las
centrales hidroeléctricas.
AE23. Preparar estudios de impacto ambiental preliminares para prever
futuras restricciones vinculadas a temas sociales, medioambientales
y respecto al uso del agua.
AE24. Seleccionar aquellas zonas o proyectos que pudieran tener un
impacto positivo en la economía de las zonas identificadas como
factibles.
AE25. Formar un comité que busque comprometer la voluntad de la
sociedad en los proyectos energéticos, con preponderancia en los
beneficios para la comunidad, en la protección de los recursos, en
la generación de divisas y en la creación de pequeñas industrias.
AE26. Promover a través del Ministerio de Trabajo y MINEN, la
contratación de personal técnico y profesional residentes o cercanos
a las zonas de instalación de los proyectos.
La Estrategia 3 plantea: “Buscar inversionistas para incrementar las
fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda
interna y externa”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar el primer, segundo, y
tercer objetivo de largo plazo (OLP1, OLP2 y OLP3).
Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de
energía para implementar la estrategia 3 son:
132
AE31. Estimular la aparición de nuevas empresas internacionales
participantes en las licitaciones para obtener las concesiones,
potenciando la labor de Proinversión y de los consulados en el
extranjero.
AE32. Fomentar un marco regulatorio estable para el otorgamiento de las
concesiones, el cual facilite la realización de convocatorias.
AE33. Perfeccionar los criterios de otorgamiento de concesiones sobre la
base del costo mínimo de las propuestas, de manera tal que se
alcance un mayor nivel de competitividad.
AE34. Establecer algunos beneficios tributarios para los inversionistas que
favorezcan la generación de polos de desarrollo.
AE35. Establecer sinergias entre las empresas de generación y transmisión
para preparar planes coordinados, dado que son complementarios.
La Estrategia 4 plantea: “Incrementar la productividad y competitividad
del sector transmisión de energía eléctrica, a través de la aplicación de la
tercerización -reglamentada por ley desde el año 2008- de las actividades que
forman parte del negocio”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar el cuarto y
quinto objetivo de largo plazo (OLP4 y OLP5).
Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de
energía para implementar la estrategia 4 son las siguientes:
Objetivo de corto plazo (OCP21): En un plazo de seis años, lograr la
instalación de enlaces redundantes en el 100% de las líneas troncales de
transmisión del SEIN.
133
Objetivo de corto plazo (OCP22): En un plazo de tres años, lograr que el
MINEM, a través del Consejo de Administración de Recursos para la
Capacitación en Electricidad (CARELEC), auspicie un mínimo de dos
técnicos por empresa al año, para fortalecer el SEIN con personal
altamente calificado.
Objetivo de corto plazo (OCP32): En un plazo de cinco años, lograr que el
20% de los técnicos y personal especializado de mantenimiento, tengan
certificación para atender líneas de extra alta tensión (500 kW y 750 kW).
Las acciones de la estrategia 4 (AC4):
AE41. Difundir adecuadamente entre las empresas del sector los alcances,
las ventajas y límites de la Ley de Tercerización.
AE42. Implementar centros de capacitación técnica para que el sector
eléctrico obtenga mano de obra calificada.
AE43. Promover la alta especialización de las actividades que
corresponden al giro principal del negocio, con el fin de
incrementar la competitividad y rentabilidad de las empresas.
AE44. Buscar especialistas en la identificación y rediseño de actividades
que no agreguen valor al proceso.
AE45. Evaluar la gestión del sector a través del benchmarking interno y
externo, el cual deberá ser medido, principalmente, con
corporaciones internacionales del mismo sector.
La Estrategia 5 plantea: “Estimular la optimización de la estructura
organizativa del sector”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar el primer,
segundo, tercer, y cuarto objetivo de largo plazo (OLP1, OLP2, OLP3 y OLP4).
134
Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de
energía para implementar la estrategia 5 son:
AE51. Implementar en el COES-SINAC, una división para gestionar la
exportación de los excedentes de energía, basado en el comercio
electrónico e información en línea.
AE52. Se deberá de implementar en OSINERGMIN una unidad para
realizar gestión preventiva, basado en estándares internacionales,
aprovechando las lecciones aprendidas, y ejerciendo la docencia.
AE53. Proinversión deberá de optimizar los tiempos de preparación y
ejecución de las bases para licitar las adjudicaciones de
concesiones, a través de un proceso de reingeniería de procesos.
AE54. Las funciones que actualmente desarrolla Adinelsa, deberán de ser
absorbidas por la dirección general de electrificación, para evitar
duplicidad y lentitud en los procesos.
AE55. Las funciones que actualmente desempeña Fonafe con las empresas
de electricidad, pasaran íntegramente a la DGE.
La Estrategia 6 plantea: “Incrementar los niveles de calidad y
confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y
caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia
operativa”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar del primer al quinto objetivo de
largo plazo (OLP1, OLP2, OLP3, OLP4 y OLP5).
Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de
energía para implementar la estrategia 6 son:
135
AE61. Promover el uso de equipos y tecnología que incrementen la calidad
y confiabilidad de la transmisión de energía, disminuyan la pérdida
y que reduzcan los costos de operación.
AE62. Promover el uso de indicadores eléctricos superiores a los
empleados actualmente, que permita colocar al SEIN bajo
estándares internacionales más exigentes.
AE63. Mantener actualizado la información obtenida a través del
benchmarking con países más adelantados, en asuntos relacionados
con las fallas y confiabilidad de los sistemas eléctricos.
AE64. Implementar sistemas preventivos de contingencia para evitar las
caídas de tensión, por motivos de fuerza mayor, como desastres
naturales.
AE65. Mejorar los sistemas de monitoreo de OSINERGMIN para mejorar
la supervisión de fallas.
AE66. Promover la transferencia de conocimientos especializados en el
sector a través de seminarios internacionales y convenios con
países altamente industrializados.
AE67. Preparar convenios con la Universidad de Ingeniería, para la
instalación de institutos tecnológicos para la gestión de la
electricidad, en las diferentes zonas del país.
AE68. Promover viajes de capacitación de los profesionales y técnicos a
los países con mayor tecnología y que poseen mayores adelantos.
136
AE69. Contratar expertos internacionales para optimizar la capacitación, el
entrenamiento, y la actualización de ingenieros y técnicos de las
zonas de generación y transmisión de energía.
La Estrategia 7 plantea: “Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de
500 kW, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kW para optimizar la
capacidad de transmisión”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar del primer,
segundo, tercero y quinto objetivo de largo plazo.
Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de energía
para implementar la estrategia 7 son:
AE71. Promover internacionalmente el interés por invertir en el sector
energético peruano, principalmente, en generación y transmisión de
energía. Para ello, se debe acudir a las agregadurías comerciales,
así como generar acuerdos y convenios con empresas
internacionales.
AE72. Impulsar la transferencia de conocimientos y tecnología con países
que mantienen una aplicación intensa de las redes de alta tensión
de 750 kW o más, para una adecuada preparación de los proyectos
y concesiones.
AE73. Permitir el ingreso a los proyectos de instalación de líneas de extra
alta tensión, a los profesionales y técnicos certificados, que
aseguren una sólida capacitación y entrenamiento.
AE74. Estimular la inversión en líneas de extra alta tensión brindando
estabilidad jurídica a los proyectos, y la posibilidad de invertir en
proyectos que devengan de los principales.
137
AE75. Fomentar el uso de la energía eléctrica en las zonas alejadas del
país, a través de proyectos de industrialización, que requiera líneas
secundarias de mediana y baja tensión, que demande energía a
EAT.
9.2 Desarrollo de la Estructura Organizacional
Es preciso evaluar la actual estructura organizacional del sector
transmisión de energía con el fin de determinar si es óptima para la
implementación de las estrategias. Los principales componentes de este sector
son: el MINEM, el OSINERGMIN, el COES SINAC, la SNMPE conformados
por las empresas privadas que participan en las licitaciones y la comunidad que es
beneficiada con la energía eléctrica. La dinámica del sector está basada en la
adjudicación de contratos de concesión a empresas privadas en el largo plazo.
Luego de determinar las estrategias en la etapa de formulación del plan
estratégico del sector de transmisión de energía eléctrico, empieza la etapa de
implementación (D’Alessio, 2008). Para implementar las estrategias se requieren:
(a) la motivación del factor humano involucrado en el proceso de cambio, a cargo
de la DGE; (b) las políticas que limitan el accionar de las estrategias, basados en
los intereses del sector; (c) la estructura sectorial, la cual se deberá de optimizar de
acuerdo a los cambios que requieren las estrategias. Los objetivos de corto plazo
requieren una serie de recursos para poner ser alcanzados, como los financieros,
humanos, físicos, y tecnológicos; a través de una eficiente aplicación de las
estrategias.
Se requiere que el MINEM a través de la DGE asuma el liderazgo para
impulsar el plan estratégico, y la correcta aplicación de las estrategias que
138
permitan alcanzar los objetivos de largo plazo, y con ello la visión deseada (ver
Figura 34). Un importante cambio es el propuesto para el COES-SINAC, para que
amplíe sus funciones y pueda gestionar la exportación de los excedentes de
energía hacia los países fronterizos. Deberá de implementar sistemas tecnológicos
que le permita acceder y proporcionar información en línea de los valores en el
mercado de energía de la región.
La labor de OSINERGMIN deberá de orientarse hacia la gestión
preventiva del sector de transmisión de energía eléctrica, aprovechando las
lecciones aprendidas. Será necesario implementar y aplicar altos estándares
internacionales en el control de fallas e interrupciones de los sistemas de
transmisión. Deberá de haber mejor coordinación entre las áreas de la institución
así como trabajar más de cerca con las empresas concesionadas.
Proinversión deberá de reducir los tiempos de preparación y ejecución de
las bases para licitar las concesiones a través de una reingeniería de procesos. Es
aspecto es importante teniendo en cuenta que la puesta en marcha de un proyecto
necesita tres años. Esta situación puede causar desabastecimiento en algunas
zonas, especialmente en el sur.
Las funciones que desempeña Adinelsa deben ser asumidas por la
Dirección General de Electrificación Rural (DGER), dependiente de la DGE. Así
mismo, las funciones de Fonafe deberán pasar íntegramente a DGE. Ambas
propuestas tienen como finalidad evitar la duplicidad de funciones y acelerar el
proceso de gestión.
139
Figura 34. Estructura de la etapa de implementación
Tomado de D’Alessio, 2008, Naucalpan de Juarez, México: Pearson.
9.2.1 Reestructuración.
Los componentes principales del sector deberán reestructurar sus
organizaciones para implementar eficazmente las estrategias planteadas en el
proceso estratégico. Así, los componentes son los stakeholders del sector
transmisión de energía, el Estado, OSINERGMIN, el Congreso de la República,
los ministerios, la empresa privada, las comunidades y las industrias
complementarias. El Estado peruano deberá contar con una eficiente estructura
organizativa y con recursos humanos idóneos para: (a) en coordinación con el
Ministerio de Energía y Minas, buscar nuevos mercados para la exportación de los
excedentes de energía; (b) preparar estudios de factibilidad y captar nuevos
inversionistas para las obras de mayor envergadura; (c) en coordinación con el
Congreso y los Ministerios de Economía y Finanzas y Energía y Minas, dar
Determinar EstrategiasDesarrollo de Mercados (E1,E2),
Aventura Conjunta (E3),
Liderazgo en Costos(E4,E5 y E6),……Diversificación (E6)
Objetivos de Corto PlazoOCP11, OCP12, OCP13,
OCP21,OCP22,OCP23,OCP24,OCP31
,OCP32,OCP33
Recursos
Físicos , Financieros, Humanos y
Tecnológicos.
Políticas
P1,P2,P3,P4,P5,P6,P7,P8, P9 y P10
Cambio en la Estructura
Organizacional
Para adecuar a las estrategias
Motivación
Las instituciones ejecutoras deben
motivar
ValoresÉtica, Innovación, Flexibilidad,
Excelencia, Compromiso y
Responsabilidad Social.
Misión
Abastecer de energía eléctrica a todos
los consumidores peruanos...
Visión
2030, transmitir 150,000 GWh de
manera eficiente ...
Objetivos de Largo Plazo
OLP1,OLP2, OLP3, OLP4 y OLP5
IMP
LM
EN
TA
CIO
N
INS
UM
OS
Req
uis
ito
s •Liderazgo
•Cultura .Organizacional
•Tecnología
AC
CIO
NE
S
140
incentivos tributarios a las empresas que inviertan en proyectos de mayor impacto
social; (d) simplificar los trámites administrativos para lograr una mayor
productividad del sector empresarial; y (e) en coordinación con institutos
especializados, el Estado deberá investigar nuevas fuentes de energía renovable.
La estructura propuesta para el sector se muestra en la figura 35.
El sector empresarial privado también deberá alcanzar altos estándares de
gestión y dirección de empresas para afrontar los siguientes desafíos: (a) alcanzar
una mayor productividad global de gestión a través del proceso de tercerización,
la cual es apoyada por la ley que el Congreso promulgó en setiembre de 2008; (b)
alcanzar una mayor especialización técnica a través de convenios con empresas o
gobiernos extranjeros; (c) alcanzar los más altos estándares internacionales en
asuntos relacionados con la seguridad y protección a los trabajadores y
comunidades; (d) en coordinación con el Estado y ministerios, invertir en
investigación y exploración de transmisión de energía renovable. Por su parte, las
comunidades deberán capacitarse para utilizar la energía y crear nuevas demandas
al sector a través de la creación de pequeñas y medianas empresas.
9.2.2 Reingeniería de procesos de negocios.
Todos los componentes del sector de transmisión de energía deberán
reestructurar sus procesos de negocios para alcanzar los mayores niveles de
productividad y competitividad. En el caso del Estado, este debe rediseñar y
homologar los trámites para la obtención de licencias de construcción, así como
los permisos otorgados por el INC. Adicionalmente, el Estado deberá invertir en
infraestructura para reducir la “radialidad” y obtener flexibilidad en el
141
mantenimiento, lo cual favorecerá la eficiente administración de los cortes de
energía.
9.2.3 Benchmarking.
La matriz energética de Sudamérica, y en este caso la del Perú, mantienen
concordancia con los componentes usados para generar energía, tal como se
muestra en la Tabla 30.
Respecto al potencial hidroeléctrico sudamericano, el Perú es el segundo
país con más capacidad teórica y exploración de recursos hídricos. No obstante,
solo aprovecha el 5% de su potencial hidroeléctrico, lo cual lo convierte en
potencial exportador de energía en la región. El Perú tiene una capacidad teórica
total de 180 GW y una técnicamente explorable de 45.1 GW, con lo cual alcanza
un potencial desarrollado de 7.1% respecto a su capacidad explorada. Tal como se
muestra en la Tabla 31, existe interés por construir centrales hidroeléctricas que
incrementen la posibilidad de exportar energía a países como Colombia y Ecuador
(Dammert, 2010).
Tabla 30
Matrices Energéticas de Sudamérica y Perú
Matriz Energética Sudamérica – 2006 Matriz Energética Perú - 2008
Num Componente Participación
(%) Num Componente
Participación
(%)
1 Petróleo 40.00 1 Petróleo 45.00
2 Gas Natura 24.00 2 Gas Natura 23.00
3 Biomasa 19.00 3 Biomasa 15.00
4 Hidro 12.00 4 Hidro 12.00
5 Carbón 4.00 5 Carbón 4.90
6 Nuclear 1.00 6 Solar 0.10
Total 100.00 Total 100.00 Nota. Tomado del “Seminario Internacional de Integración Energética Brasil-Perú" de 2009 y del "II
Congreso de Energías Renovables y Biocombustibles (Cober II)" de 2008 por Ministerio de Energía y Minas,
2009c.
142
Tabla 31
Potencial Hidroeléctrico Sudamericano
Potencial (GW) Potencial Desarrollado (%)
Num País
Capacidad
Teórica
Total
Capacidad
Técnicamente
Explorable
Capacidad
Teórica Total
Capacidad
Técnicamente
Explorable
1 Argentina 40.4 14.8 24.40 66.40
2 Bolivia 20.3 14.4 2.40 3.40
3 Brasil 260 180 28.20 40.80
4 Chile 25.9 18.5 18.90 26.50
5 Colombia 114.2 22.8 7.90 39.30
6 Ecuador 19.1 15.3 9.40 11.80
7 Paraguay 14.8 12.1 54.60 67.00
8 Perú 180 45.1 1.80 7.10
9 Uruguay 3.9 1.1 28.70 100.00
10 Venezuela 36.5 28.1 40.00 52.00
11 Otros 11 4.5 3.20 7.90
Total 726.1 356.7 17.50 35.70
Nota. Tomado de “Informe especial. Integración energética: un debate necesario. Revista Energiminas," por
Dammert, 2010.
A continuación, se muestran los datos comparativos entre Brasil y Perú,
así como la capacidad instalada, la producción anual de energía eléctrica y el
sistema de transmisión eléctrica. La capacidad instalada de Brasil es 19.5 veces
mayor que la del Perú, pues llega a 100.5 GW; asimismo, la producción anual de
Brasil es 15 veces mayor, ya que alcanza los 444,583 GWh. Respecto a las líneas
de transmisión, Brasil cuenta con una longitud 10 veces mayor que la peruana; el
22.6% (21,168 km) corresponde a extra alta tensión (EAT), tal como se indica en
la Tabla 32.
143
Tabla 32
Sistemas Eléctricos de Brasil y Perú
Num Descripción Perú Part % Brasil Part %
1 Hidroeléctricas 2,804 54.43 76,871 76.53
2 Termoeléctricas 2,348 45.57 21,324 21.23
3 Nucleares 2,007 2.00
4 Eólicas 247 0.25
Capacidad Instalada (MW) 5,152 100.00 100,449 100.00
5 Fuente Hidráulica 18,010 60.93 374,015 84.13
6 Fuente Térmica 11,548 39.07 70,568 15.87
Producción Anual Energía
Eléctrica (GWh) 29,558 100.00 444,583 100.00
7 LT 500 kW 0.00 31,689 33.93
8 LT 230 kW 0.00 40,549 43.41
9 LT 220 kW 5,963 67.44 0.00
10 LT 138 kW 2,879 32.56 0.00
11 LT 750 kW, 600 kW, 440
kW, 345 kW 0.00 21,168 22.66
Sistema de Transmisión (km) 8,842 100.00 93,406 100.00 Nota. Tomado de “Seminario Internacional de Integración Energética Brasil – Perú (2009) y de Cober II:
Energía Renovable en Perú (2008),” por MINEM, 2009c. Recuperado de
http://intranet2.MINEM.gob.pe/web/archivos/ogp/GVEP/cober/46.pdf.
9.3 Desarrollo de Políticas
Las políticas son generadas por los componentes del sector de transmisión
de energía, el cual está conformado por el Estado, empresas privadas, entes
reguladores y ministerios. Del mismo modo, las políticas limitan el accionar de las
estrategias, ya que están alineadas con los valores del sector y de las
organizaciones, y están sometidas a los principios de la ética, la legalidad y la
responsabilidad social. Finalmente, las políticas nos permiten solucionar
problemas relacionados con asuntos de manejo de personal, finanzas, compras y
toma de decisiones, con lo cual es posible evitar conflictos y, por ende, hacer más
productivo al sector.
Las principales políticas están relacionadas con las estrategias generadas.
144
P1. Es política de Estado promover la generación de recursos a través de la
exportación de energía a los países fronterizos.
P2. Es política del sector satisfacer los altos estándares ambientales y de
responsabilidad social en las zonas de influencia para beneficiar a las
comunidades.
P3. Es política de Estado promover la aplicación de los estándares
internacionales más exigentes en la instalación de sistemas eléctricos.
P4. Es política del sector maximizar la productividad global a través de la
mejora del servicio, la calidad y los costos de operación.
P5. Es política de Estado desarrollar e impulsar proyectos de uso de
energía renovable mediante el ofrecimiento de beneficios
tributarios.
P6. Es política de Estado simplificar y homologar los trámites de
autorización para la construcción de redes de transmisión.
P7. Es política del sector alcanzar mejores niveles de productividad y
competitividad a través de la correcta aplicación de la Ley de
Tercerización. Esta política está relacionada con las estrategias 4, 5, y
6.
P8. Es política del sector aplicar normas internacionales de seguridad para
la protección de los trabajadores.
P9. Es política del sector brindar capacitación técnica a sus trabajadores,
así como también ofrecer programas de actualización a sus ejecutivos.
P10. Reclutar personal capacitado para las nuevas tecnologías de
transmisión de energía.
145
Cada una de las estrategias planteadas tiene políticas con las que se
encuentran relacionadas:
1. La primera estrategia está limitada por las políticas P1, P2, P5, P6, y
P9; que busca ingresar a los mercados internacionales de la energía.
2. La segunda estrategia está limitada por las políticas P3, P4, P5, y P6;
que tiene por finalidad impulsar la generación de energía limpia.
3. La tercera estrategia está limitada por las políticas P5 y P6; que
incrementar el número de inversionistas internacionales.
4. La cuarta estrategia está limitada por las políticas P3, P4, P7, P8, y P9;
que tiene por finalidad incrementar la productividad y competitividad
del sector.
5. La quinta estrategia está limitada por las políticas P3, P4, P7, P8 y P9;
para optimizar la estructura del sector.
6. La sexta estrategia está limitada por las políticas P3, P4, P7 y P10; que
busca incrementar la calidad y confiabilidad del sector.
7. La séptima estrategia está limitada por las políticas P1, P2, P4, P6, P7,
P8, P9 y P10. Que busca fortalecer las líneas de transmisión con redes
de extra alta tensión.
9.4 Asignación de Recursos
La asignación de recursos está relacionada con la administración y
dotación de los principales recursos del sector transmisión de energía: recursos
financieros, recursos humanos, recursos físicos y los tecnológicos. Es interés del
Estado que las empresas administren eficientemente el patrimonio concesionado,
pues este factor contribuirá a la estabilidad, disponibilidad y crecimiento sostenido
146
del SEIN. Asimismo, es obligación del Estado la creación de estímulos y normas
que propicien el crecimiento del sector. En ese sentido, es preciso definir el
alcance de la intervención del Estado en cada uno de estos campos.
Figura 35. Propuesta de cambios en el sector de energía eléctrica.
9.4.2 Recursos financieros.
En relación con los recursos financieros, las empresas pueden obtener
financiamiento a través de la emisión de bonos, líneas de crédito a largo plazo,
préstamos de organismos internacionales, participación de vinculadas, emisión de
acciones, aumento de capital, entre otros instrumentos. Por otra parte, se deben
asegurar los contratos de estabilidad necesarios y buscar consolidar la buena
imagen del país para asegurar la participación y presencia de la inversión
extranjera sin recurrir al endeudamiento externo. De esta manera, las empresas
pueden garantizar sus ingresos por la aplicación de la Norma Técnica de Calidad
147
de los Servicios Eléctricos (NTCSE), respecto a la Remuneración Anual
Garantizada (RAG) que es percibida por las empresas del sector gracias a sus
contratos de concesión.
9.4.2 Recursos físicos.
La obtención de los recursos físicos, o bienes de capital, debe realizarse
sobre la base de los planes de optimización y cálculos de retorno de la inversión.
De igual modo, los recursos físicos deben concordar con el medio ambiente, para
lo cual se debe evitar la contaminación y los daños que pudieran sufrir los
operadores de máquinas. Por su parte, los criterios de compra e inversión en
equipos deben estar debidamente sustentados por una necesidad, tanto para la
administración pública como privada. También se debe garantizar que estos
recursos sean adquiridos bajo precios competitivos y que su calidad sea óptima,
pues formarán parte de la infraestructura materia de concesión. Por esta razón, en
los contratos de concesión de Proinversión se considera que el 80% de las
adquisiciones debe provenir de procesos de selección de proveedores públicos.
Con ello, se busca asegurar la participación de las mejores propuestas. Razón por
la cual, se garantizan los espacios de publicidad adecuados y, asimismo, se toma
como base un estudio de referencia previamente aprobado por el MINEM:
Conforme lo establece la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica, Ley 28832 y el Reglamento de Transmisión aprobado por
Decreto Supremo 027-2007-EM, ésta es una línea perteneciente al Sistema
Garantizado de Transmisión, por lo que los ingresos del Concesionario estarán
constituidos por los cargos a ser abonados por los generadores y la demanda del
148
sistema mediante los procedimientos que determine el órgano regulador
(Proinversión, 2010a).
9.4.3 Recursos humanos.
El recurso más importante al que se debe capacitar y entrenar
permanentemente en la ejecución de nuevas tareas es el humano, el cual es el
principal activo de las organizaciones, ya que participa en la toma de decisiones.
Para alcanzar un alto nivel de motivación de los colaboradores dentro de la
empresa, se debe tener en cuenta:
1. Hacer participar a sus miembros en la definición de los objetivos y
metas de la organización para que aporten sus ideas y opiniones en los
temas críticos.
2. Reconocer públicamente sus logros y desempeños dentro de la
organización.
3. Ofrecer recompensas económicas a los miembros que más destaquen.
4. Facilitar la integración de equipos de trabajo de alto rendimiento que se
sientan satisfechos de sus integrantes.
Para minimizar la resistencia al cambio, es necesario implementar algunos
aspectos clave en la organización:
1. Comunicar anticipada y eficientemente los cambios que la gerencia
haya planeado realizar en la organización.
2. Hacer participar a los trabajadores y colaboradores en la generación de
ideas que permitan resolver un problema de la empresa.
3. Formar equipos de trabajo para generar un mayor espíritu colectivo.
149
4. Capacitar y entrenar al personal en el aprendizaje de nuevas técnicas y
habilidades.
Las estrategias que finalmente serán puestas en marcha deberán ser
asumidas por los jefes de cada área, quienes deberán tener un plan de
implementación, el cual debe incluir:
1. Comunicar y explicar detalladamente los alcances del plan estratégico,
de los objetivos de largo y corto plazo y, principalmente, de aquellas
acciones por las que un área deberá responder.
2. Considerar los recursos necesarios para implementar las estrategias,
tales como materiales, equipos de medición, personal entrenado,
recursos financieros y logísticos.
3. Se deberá contar con procedimientos respecto a la forma en que serán
ejecutadas las tácticas que definen las acciones de los colaboradores,
las mismas que deben estar alineadas con la estrategia específica.
4. Entrenamiento constante en la conformación de equipos de trabajo.
5. Retroalimentar permanentemente a los equipos de trabajo para que
incrementen su desempeño.
6. Brindar claridad en el método de evaluación y premios.
Finalmente, el recurso humano es el que garantiza la excelencia en la
operación del SEIN. Por este motivo, el Estado debe promover el crecimiento
profesional del sector mediante el financiamiento de publicaciones especializadas,
concursos tecnológicos, ferias científicas, entre otras actividades. Dichas
actividades pueden ser canalizadas a través de la Sociedad Nacional de Industrias
150
(SNI); el Consejo Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación Tecnológica
(CONCYTEC); el CARELEC, entre otras importantes instituciones.
9.4.4 Recursos tecnológicos.
Estos recursos influyen considerablemente en la administración de la
información y procesamiento de datos, así como en el uso de tecnología de última
generación que permita alcanzar mejores resultados. Por ello, es preciso impulsar
la inversión en procesos de reconversión, tanto en las empresas principales como
en las que prestan servicios especializados, para que sea posible garantizar las
condiciones de inversión con altos estándares de calidad. En tal sentido, los
contratos de concesión son estructurados para garantizar la concurrencia de los
mejores recursos tecnológicos, (véase Tabla 33).
El Concedente y/u OSINERGMIN podrán efectuar un seguimiento de la
ejecución de las obras y la inspección técnica de la calidad constructiva, para lo
cual la Sociedad Concesionaria proporcionará las facilidades que razonablemente
le sean requeridas, en tanto no afecten el normal desarrollo del cronograma de
construcción de la Línea Eléctrica. (…) El diseño del aislamiento, apantallamiento
de los cables de guarda, la puesta a tierra y el uso de materiales deberá ser tal que
las salidas de servicio que excedan las tolerancias serán penalizadas, según se
indica en las Directivas y Procedimientos del OSINERGMIN, establecidas para el
efecto y que no excluyen las compensaciones por mala calidad de suministro o
mala calidad del servicio especificados en la NTCSE (Proinversión, 2010b).
151
9.5 Manejo del Medio Ambiente y la Ecología
La promoción del sector debe considerar los aspectos relacionados con el
medio ambiente y la ecología, debido a que estos aspectos son sensibles para los
organismos internacionales, pues estos, en muchos casos, brindan el
financiamiento requerido. En consecuencia, estas instituciones no estarían de
acuerdo con financiar proyectos que afecten al medio ambiente y que produzcan
inundaciones artificiales o desplazamiento de comunidades nativas. Esto se debe a
que los organismos internacionales consideran como prioritario que los proyectos
estén alineados con los poblados que los rodean. Sobre esta base, se definen dos
líneas de acción esenciales:
1. Los equipos que utilizan las empresas de transmisión de energía durante
el desarrollo de sus actividades no deberán contaminar el ambiente, los
ríos, ni las tierras de cultivo.
2. El Estado deberá proteger con reglamentos y normas las zonas
arqueológicas que se encuentran en la zona de influencia de las torres
de transmisión.
9.6 Conclusiones
La implementación de las estrategias seleccionadas requiere de la
participación de toda la fuerza laboral, así como también de mucha claridad en los
procedimientos para ejecutar las operaciones tácticas. Por ello, el benchmarking
es fundamental durante el proceso de implementación porque indica, a través de
una comparación con las empresas y países más competitivos, cuánto queda por
mejorar. Por su parte, la reingeniería de procesos de negocios ha sido planteada
152
para ejecutar mejoras radicales en la atención de la administración pública a los
empresarios privados.
153
Tabla 33
Asignación de Recursos a los Objetivos de Corto Plazo
Recursos Tangibles Intangibles Humanos
Objetivos de Corto Plazo Presupuesto
Aprobado
Financiamiento
internacional
Financiamiento
local por bonos o
acciones
Maquinaria,
equipamiento e
insumos
especializados.
Equipamiento
especializado (torres
de alta tensión,
cables,
transformadores,
etc.)
Acuerdos con la
cancillería para la
promoción de
acuerdos
internacionales
Voluntad política del gobierno
para impulsar los convenios
internacionales.
Plan estratégico aceptado e
interiorizado por el MINEM y
de Proinversión.
Compromiso político del
Congreso para impulsar la
legislación necesaria.
Estabilidad jurídica
Gobernabilidad
Participación de la
sociedad
Facilidades
migratorias para
expatriados
especializados
Liderazgo del
MINEM y de las
instituciones en el
marco de su
influencia
Integrar a las
actividades de
responsabilidad
social de la
empresa
Profesionales
especializados en
consultoría.
Ingenieros
eléctricos y civiles
Manejo de conflicto
con comunidades
Expertos en
racionalización
OCP11 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, el SEIN
logre transmitir 2,170 GWh de consumo de energía, a través
de líneas de tensión de 500 kW, alcanzando un crecimiento
de 150% en el período. v v v v
v v
OCP12
En un plazo de cinco años, hacia fines del 2015, el SEIN a
través de sus líneas de mediana y baja tensión, logre
incrementar su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370
GWh, manteniendo un crecimiento anual de 5.5%.
v
v
v
V
OCP13 En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá
de integrar al menos dos proyectos de generación de energía
geotérmica, al SEIN. v
v
v
v
V
OCP21 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr
que el consumo de energía acumulada en los departamentos
de la sierra, pasen de 6,520 a 10,530 GWh, representando el
24.3% del consumo nacional; con un ritmo de crecimiento de
10.07% anual.
v
v
v
v v
OCP22
En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr
que el consumo de energía acumulada en los departamentos
de la selva, pasen de 819 a 1,462 GWh, representando el
3.37% del consumo nacional; con un ritmo crecimiento de
12.32% anual.
v
v
v
v
V
OCP23 En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, el
coeficiente de electrificación de la sierra deberá de
incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de
crecimiento anual de 5%
v
v v
v
V
OCP31 En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá
de exportar los primeros 5,000 GWh a través del SEIN con
líneas de 750 kW de tensión. v v v
v
(tabla continúa)
154
Recursos Tangibles Intangibles Humanos
Objetivos de Corto Plazo Presupuesto
Aprobado
Financiamiento
internacional
Financiamiento
local por bonos o
acciones
Maquinaria,
equipamiento e
insumos
especializados.
Equipamiento
especializado (torres
de alta tensión,
cables,
transformadores,
etc.)
Acuerdos con la
cancillería para la
promoción de
acuerdos
internacionales
Voluntad política del gobierno
para impulsar los convenios
internacionales.
Plan estratégico aceptado e
interiorizado por el MINEM y
de Proinversión.
Compromiso político del
Congreso para impulsar la
legislación necesaria.
Estabilidad jurídica
Gobernabilidad
Participación de la
sociedad
Facilidades
migratorias para
expatriados
especializados
Liderazgo del
MINEM y de las
instituciones en el
marco de su
influencia
Integrar a las
actividades de
responsabilidad
social de la
empresa
Profesionales
especializados en
consultoría.
Ingenieros
eléctricos y civiles
Manejo de conflicto
con comunidades
Expertos en
racionalización
OCP32 En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá
de negociar una tarifa de exportación de US$80.00 / MWh,
que genere ingresos por US$400,000 el primer año. v
v
v
v
v
OCP33 En un plazo de siete años, hacia fines del año 2017, se deberá
de reducir el costo marginal promedio anual de US$ 38.33 /
MWh a US$23.00 / MWh. Con un ritmo de reducción
aproximado de 6% v
v
v v
OCP41
En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se
deberá lograr un incremento en la instalación de enlaces
redundantes en las líneas troncales del SEIN, de 30% a 100%
de la red.
v
v
v
v v
OCP42 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se
deberá de reducir el número de horas de desconexión
ocurridas por semestre de 27 horas a 5 horas.
v
v v
v V
OCP43 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se
deberá de reducir el número de horas de indisponibilidad de
energía de 17 a 5. v
v v
v v
OCP51 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr
que entren en funcionamiento 10 centros de educación
superior, 2 en el norte, 3 en el centro, 3 en el sur, y 2 en el
oriente.
v
v
v v v
OCP52 En un plazo de ocho años, hacia fines del año 2018, lograr
que el 20% de los ingenieros y técnicos, tengan certificación
internacional para atender líneas de extra alta tensión (500
kW y 750 kW).
v
v
v v v
OCP53 En un plazo de tres años, hacia fines del año 2013, el
MINEM a través de CARELEC, deberá haber firmado al
menos tres convenios para transferencia de conocimientos y
tecnología, con institutos nacionales y extranjeros de
educación superior.
v
v
v v v
155
Capítulo X
Evaluación y Control Estratégico
En la etapa final del proceso estratégico están incluidos la evaluación y el
control de las actividades que se realizarán durante el proceso y que, a su vez,
brindarán la retroalimentación adecuada para efectuar una eficiente medición y
posibles ajustes. Esta etapa es importante porque el desempeño del sector de
transmisión de energía está sujeto a variaciones ocasionadas por la incertidumbre
de su entorno, de la competencia externa y de la demanda. En consecuencia, estas
características hacen que el planeamiento estratégico se constituya como un
proceso dinámico.
10.1 Evaluación de Estrategias
Los resultados deben ser comparados con los objetivos proyectados según
determinada estrategia; luego de ello, será necesario tomar las acciones
correctivas para alcanzar el desempeño deseado. Entonces, la estrategia
recomendada, sobre la base del análisis, es el desarrollo de nuevos mercados con
el fin de obtener no solo mayor mercado para la transmisión eléctrica, sino
también mayores ingresos para el país. Con ello, será factible abastecer la
demanda futura del país, la cual muestra un crecimiento anual sostenido desde
hace 15 años; así como garantizar una mayor inversión para generar empleo y
desarrollo en las provincias.
Los órganos encargados del monitoreo constante del entorno del sector son
OSINERGMIN y el Ministerio de Energía y Minas, los cuales tienen la función de
informar a los integrantes del sector respecto a las evaluaciones realizadas al
mismo. Así, las mediciones servirán para tomar decisiones correctas en el diseño
156
de las vías que serán construidas en el futuro, así como para analizar la mejor
estrategia para el sector de transmisión de energía.
10.2 Control de Estrategias (Balanced Score Card)
Los objetivos por medir, así como los indicadores y sus respectivas
unidades, deben ser entendidos por todos los involucrados en el sector de
transmisión eléctrica. Al respecto, Olve, Petri y Roy (2004) señalaron que la
estructura del balanced scorecard está basada en cuatro perspectivas o enfoques:
(a) enfoque financiero, (b) enfoque del cliente, (c) enfoque del proceso interno, y
(d) enfoque del aprendizaje y desarrollo.
10.2.1 Enfoque financiero.
El enfoque financiero en el sector de transmisión está determinado por el
cumplimiento de los indicadores de gestión financiera que permitan a las
empresas mantener su rentabilidad y capacidad para crear valor económico
continuo en sus proyectos de transmisión. A su vez, el Estado debe asegurar que
los indicadores económicos del país generen confianza a los inversionistas
respecto al sector, para, de este modo, garantizar sus inversiones y promover los
nuevos proyectos de transmisión eléctrica necesarios para el país en los próximos
años. En suma, los indicadores financieros más relevantes en el sector son
aquellos que están relacionados con la gestión de rentabilidad del costo marginal
US$ MWh, tal como se observa en la Tabla 34.
10.2.2 Enfoque del cliente.
Los indicadores del cliente establecen ratios para medir y controlar los
cambios en la demanda de energía que afectan al sector, tales como la matriz
157
energética, la satisfacción de los usuarios y los nuevos proyectos para alcanzar
mayor demanda de energía, tal como se muestra en la Tabla 35. En este enfoque,
la integración al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) es muy
relevante para alcanzar la competitividad en el sector en el nivel regional. Por ello,
es importante la inversión en nuevas líneas de transmisión de 500 kW para el
mercado interno y de 750 kW para exportar electricidad a otros países, debido a la
mayor capacidad del sector para transportar energía a grandes distancias y con
menor pérdida de electricidad (merma). Asimismo, es importante ampliar el
portafolio de fuentes alternativas de energía –como la eólica y geotérmica–, que
permitan instalar nuevas redes de transmisión para atender a nuevos clientes.
10.2.3 Enfoque de procesos internos.
Estos indicadores muestran la gestión del sector en su operatividad, así
como el nivel de eficiencia y competitividad en sus procesos, tal como se muestra
en la Tabla 36. En esta perspectiva es importante la ampliación de las troncales,
así como la integración de modernos transformadores de transmisión al SEIN, lo
cual generará mayor capacidad de transmisión eléctrica en grandes distancias y
reducirá las mermas en la transmisión. Para alcanzar estos objetivos es importante
considerar el impacto en las comunidades por las que cruzan las redes de
transmisión, lo cual requiere de la aplicación de una política de responsabilidad
social. Por su parte, la aplicación de herramientas de gestión, como la
tercerización, ayuda a optimizar los costos operativos.
158
Tabla 34
Enfoque Financiero del Sector de Transmisión
Perspectiva financiera
Objetivos Unidad de medida Criterio Unidad de medida Responsable
(OCP32): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de negociar una
tarifa de exportación de US$80.00 / MWh, que genere ingresos por US$400,000 el
primer año. Precio de Mercado US$/MW.h Anual Dirección General de Electricidad
(OCP33): En un plazo de siete años, hacia fines del año 2017, se deberá de reducir el
costo marginal promedio anual de US$38.33/MWh a US$23.00/MWh. Con un ritmo de
reducción aproximado de 6%.
Costo Marginal
SEIN US$/MW.h Mensual / Anual Dirección General de Electricidad
Tabla 35
Enfoque del Cliente del Sector de Transmisión
Perspectiva de cliente
Objetivos Criterio
Unidad de
medida Medición Responsable
(OCP11): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, el SEIN logre transmitir 2,170 GWh de consumo de
energía, a través de líneas de tensión de 500 kW, alcanzando un crecimiento de 150% en el período. Consumo de Energía línea de 500KW GWh Anual COES
(OCP12): En un plazo de cinco años, hacia fines del 2015, el SEIN a través de sus líneas de mediana y baja tensión,
logre incrementar su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370 GWh, manteniendo un crecimiento anual de 5.5%. Consumo de Energía línea de 78 a
220KW GWh Anual COES
(OCP13): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de integrar al menos dos proyectos de
generación de energía geotérmica, al SEIN. Centrales Geotérmicas # Proyectos Anual
Dirección General
de Electricidad
(OCP21): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los
departamentos de la sierra, pasen de 6,520 a 10,530 GWh, representando el 24.3% del consumo nacional; con un ritmo
de crecimiento de 10.07% anual. Consumo de Energía en la Sierra GWh Anual COES
(OCP22): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los
departamentos de la selva, pasen de 819 a 1,462 GWh, representando el 3.37% del consumo nacional; con un ritmo
crecimiento de 12.32% anual. Consumo de Energía en la Selva GWh Anual COES
(OCP 23): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, el coeficiente de electrificación de la sierra deberá de
incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de crecimiento anual de 5% Coeficiente de Electrificación (zona
sierra) % Anual
Dirección General
de Electricidad
(OCP31): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de exportar los primeros 5,000 GWh a través
del SEIN con líneas de 750 kW de tensión. Exportación de Energía GWh Anual COES
159
Tabla 36
Enfoque de Procesos Internos del Sector de Transmisión
Perspectiva de procesos internos
Objetivos
Unidad de
medida Ratio Medición Responsable
(OCP41):En un plazo de cinco
años, hacia fines del año 2015,
se deberá lograr un incremento
en la instalación de enlaces
redundantes en las líneas
troncales del SEIN, de 30% a
100% de la red.
# enlaces
redundantes
# de
instalaciones Anual
Dirección
General de
Electricidad
(OCP42):En un plazo de cinco
años, hacia fines del año 2015,
se deberá de reducir el número
de fallas de desconexión
ocurridas por semestre de 27
horas a 5 horas.
Fallas de
desconexión # de Fallas Semestral OSINERGMIN
(OCP43):En un plazo de cinco
años, hacia fines del año 2015,
se deberá de reducir el número
de horas de indisponibilidad de
energía de 17 a 5.
Horas
indisponibilidad Horas Mensual OSINERGMIN
10.2.4 Enfoque de aprendizaje y crecimiento.
La evaluación de estos indicadores muestra la capacidad de cambio a
través del liderazgo y aprendizaje para alcanzar la visión, tal como se muestra en
la Tabla 37. Debido al riesgo latente en el negocio, es importante evaluar y
monitorear los accidentes ocasionados por errores humanos en las actividades de
mantenimiento de la infraestructura instalada y no instalada del sistema, es muy
importante para la identificación de responsables y la definición de las tareas del
día a día.
Asimismo, es muy importante contar con personal altamente capacitado
para la nueva tecnología de redes de transmisión de 500 y 750 kW.
160
Tabla 37
Perspectiva de Aprendizaje y Crecimiento
Perspectiva de aprendizaje y crecimiento
Objetivos
Unidad de
medida Ratio Medición Responsable
(OCP51):En un plazo de cinco años,
hacia fines del año 2015, lograr que
entren en funcionamiento 10 centros de
educación superior, 2 en el norte, 3 en
el centro, 3 en el sur, y 2 en el oriente.
Centros de
Educación
zonales
# de Centros de
Educación
Superior
Anual CARELEC
(OCP52):En un plazo de ocho años,
hacia fines del año 2018, lograr que el
20% de los ingenieros y técnicos,
tengan certificación internacional para
atender líneas de extra alta tensión (500
kW y 750 kW).
# Ingenieros con
Certificación en
redes de 500 y
750 kW
# de Ingenieros Anual CARELEC
(OCP53):En un plazo de tres años,
hacia fines del año 2013, el MINEM a
través de CARELEC, deberá haber
firmado al menos tres convenios para
transferencia de conocimientos y
tecnología, con institutos nacionales y
extranjeros de educación superior.
# de Convenios # de Convenios Anual CARELEC
10.3 Conclusiones
En esta etapa ya es posible definir cuál será el ente que se encargará de
monitorear permanentemente la información obtenida del procesamiento de esta
herramienta de control de gestión. En la Figura 36 se muestran los objetivos,
cómo se miden y en qué unidades deben ser medidos para lograr un desempeño
eficaz, así como para garantizar el control de las estrategias. Los resultados de esta
evaluación y control deberán ser informados a los interesados para la toma de
decisiones respectiva. Asimismo, en el tablero de mando se puede apreciar que los
objetivos de mejora de los indicadores del sector para llegar a ser un país
exportador de energía eléctrica están muy ligados a la visión y, justamente, son los
que necesitan un análisis y revisión continua para asegurar el logro de la meta
propuesta para el año 2030. Para lograr este objetivo, es importante articular al
mercado y al Estado con los objetivos comunes, para lo cual es necesaria la
aplicación de reglas claras y estables que posibiliten el libre intercambio
energético.
161
Figura 36. Cuadro de mando integral.
Perspectiva Financiera
Objetivos Criterio Unid de medida Medición Responsable
(OCP32): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016,
se deberá de negociar una tarifa de exportación de US$ 80.00 /
MWh, que genere ingresos por US$ 400,000 el pimer año.
Precio de
MercadoUS$/MW.h Anual
Dirección
General de
Electricidad
(OCP33): En un plazo de siete años, hacia fines del año 2017,
se deberá de reducir el costo marginal promedio anual de US$
38.33 / MWh a US$ 23.00 / MWh. Con un ritmo de reducción
aproximado de 6%
Costo Marginal
SEINUS$/MW.h
Mensual /
Anual
Dirección
General de
Electricidad
Perspectiva de Cliente Perspectiva de Procesos Internos
Objetivos Criterio Unid de medida Medición Responsable Objetivos Criterio Unid de medida Medición Responsable
(OCP11): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015,
el SEIN logre transmitir 2,170 GWh de consumo de energía, a
través de líneas de tensión de 500 kV, alcanzando un
crecimiento de 150% en el período.
Consumo de
Energía línea
de 500KV
GWh Anual COES
(OCP12): En un plazo de cinco años, hacia fines del 2015, el
SEIN a través de sus líneas de mediana y baja tensión, logre
incrementar su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370
GWh, manteniendo un crecimiento anual de 5.5%.
Consumo de
Energía línea
de 78 a
220KV
GWh Anual COES
(OCP13): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016,
se deberá de integrar al menos dos proyectos de generación de
energía geotérmica, al SEIN.
Centrales
Geotérmicas# Proyectos Anual
Dirección
General de
Electricidad
(OCP21): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015,
lograr que el consumo de energía acumulada en los
departamentos de la sierra, pasen de 6,520 a 10,530 GWh,
representando el 24.3% del consumo nacional; con un ritmo de
crecimiento de 10.07% anual.
Consumo de
Energía en la
Sierra
GWh Anual COES
(OCP22): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015,
lograr que el consumo de energía acumulada en los
departamentos de la selva, pasen de 819 a 1,462 GWh,
representando el 3.37% del consumo nacional; con un ritmo
crecimiento de 12.32% anual.
Consumo de
Energía en la
Selva
GWh Anual COES
(OCP 23): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016,
el coeficiente de electrificación de la sierra deberá de
incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de
crecimiento anual de 5%
Coeficiente
de
Electrificació
n (zona
sierra)
% Anual
Dirección
General de
Electricidad
(OCP31): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016,
se deberá de exportar los primeros 5,000 GWh a través del
SEIN con líneas de 750 kV de tensión.
Exportación
de Energía GWh Anual COES
Perspectiva de Aprendizaje y Crecimiento
Objetivos Criterio Unid de medida Medición Responsable
(OCP51):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015,
lograr que entren en funcionamiento 10 centros de educación
superior, 2 en el norte, 3 en el centro, 3 en el sur, y 2 en el
oriente.
Centros de
Educación
zonales
# de Centros de
Educación
Superior
Anual CARELEC
(OCP52):En un plazo de ocho años, hacia fines del año 2018,
lograr que el 20% de los ingenieros y técnicos, tengan
certificación internacional para atender líneas de extra alta
tensión (500 kV y 750 kV).
# Ingenieros con
Certificación en
redes de 500 y
750 kV
# de Ingenieros Anual CARELEC
(OCP53):En un plazo de tres años, hacia fines del año 2013, el
MINEM a tavés de CARELEC, deberá haber firmado al
menos tres convenios para transferencia de conocimientos y
tecnología, con institutos nacionales y extranjeros de educación
superior.
# de Convenios # de Convenios Anual CARELEC
Osinermin
VISION : En el 2030, el sector de transmisión eléctrica deberá contar con una
infraestructura que le permita transmitir 150,000 GWh de manera óptima para
atender a la demanda interna y externa satisfaciendo altos niveles de
competitividad en términos de calidad, confiabilidad y costo, respetando el
medio ambiente y las comunidades.
(OCP41):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015,
se deberá lograr un incremento en la instalación de enlaces
redundantes en las líneas troncales del SEIN, de 30% a 100%
de la red.
# enlaces
redundantes
# de
instalacionesAnual
(OCP43):En un plazo de cinco años,hacia fines del año 2015,
se deberá de reducir el número de horas de indisponibilidad de
energía de 17 a 5.
Horas
indisponibili
dad
Horas Mensual
Dirección
General de
Electricidad
(OCP42):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015,
se deberá de reducir el número de fallas de desconexión
ocurridas por semestre de 27 horas a 5 horas.
Fallas de
desconexión# de Fallas Semestral Osinermin
162
Capítulo XI
Conclusiones y Recomendaciones
En esta última parte del plan estratégico, después de haber realizado el
análisis interno y externo del sector de transmisión de energía, se plantean las
conclusiones y recomendaciones para el mismo.
11.1 Conclusiones
1. El Perú tiene un gran potencial de crecimiento en el sector de energía, pues
está favorecido por las condiciones hidrográficas de su territorio, así como
por los períodos de estiaje y lluvias que lo diferencian de los países
vecinos. Todo ello posiciona al Perú, después de Brasil, como el país de
mayor capacidad de abastecimiento.
2. El sector transmisión de energía, como consecuencia de este gran potencial
de crecimiento en generación tiene la posibilidad de exportar los
excedentes de producción a los países fronterizos, si bien es cierto la
interconexión con Ecuador es la única existente, es posible interconectar
los demás países con relativa rapidez, dependiendo del destino sería entre
uno a tres años para lo cual necesitará redes de transmisión de 750 kW
para transportar económicamente y con eficiencia la energía excedente,
como se hace en Brasil.
3. El Perú tiene en la generación y transmisión de energía limpia un gran
potencial de desarrollo. En suma, sus principales alternativas son: la
energía eólica, la energía geotérmica y la energía térmica obtenida del gas
natural. Con ello, la matriz energética del país resulta ser diversa y estable
aun considerando el agotamiento del gas en el futuro.
163
4. El gran potencial energético contrasta con la falta de capacidad de
transmisión, pues al haberse concentrado casi toda la nueva generación en
la zona centro del país, las necesidades de energía en el norte y sur del país
requieren una considerable inversión para garantizar la ampliación de la
capacidad de transmisión.
5. La expansión de de las líneas existentes de 60 kW, 130 kW y 220 kW
producto del crecimiento del país, hace necesario su alimentación con
líneas de extra alta tensión que reduzcan las pérdidas y garanticen la
continuidad del flujo.
6. A través de la inversión en proyectos de generación y transmisión de
energía renovable es posible acceder al financiamiento de los bonos de
carbono, y crédito internacional lo cual elevaría la tasa interna de retorno
de los proyectos.
7. En los últimos años la matriz energética ha cambiando de tener 80%
hidroeléctrico y 20% termoeléctrica en los años 80’s, a 60.8%
hidroeléctrico y 39.2% térmico (anuario estadístico OSINERGMIN 2008)
lo cual ha encarecido la tarifa eléctrica de transmisión es por ello
importante incrementar la fuente de energía hidráulica para ser más
competitivos por su menor costo.
11.1 Recomendaciones
1. Las funciones que FONAFE y Adinelsa desempeñan en el sector eléctrico,
deben ser asumidas por la DGE y DGER respectivamente, para optimizar
y desarrollar la ejecución de los proyectos.
164
2. El COES-SINAC debe asumir las nuevas funciones de planificador de la
venta de excedentes de energía a los países vecinos, por lo que será
necesario crear un área especializada.
3. En el MINEM, se debería promover la inversión en generación y
transmisión de energía limpia y renovable, aprovechando el potencial del
país, buscando que los inversionistas consideren atractivo el sector y las
posibilidades de la inversión en bonos de carbono ampliando con ello la
matriz energética que evite el desabastecimiento por cambios estacionales
(sequía que perjudica a las hidroeléctricas, subida en el precio de los
hidrocarburos que afectan a las térmicas).
4. En el MINEM, se debería promover la estabilidad tributaria regional para
la comercialización internacional de energía eléctrica.
5. La empresa privada debería participar en la formación de cuadros técnicos
especializados que garanticen la provisión de personal que atienda las
necesidades de crecimiento del sector.
11.3 Respuestas a las Preguntas de Planeamiento
El presente estudio surge a partir de las siguientes preguntas:
¿Qué sector dentro del sector de energía es el más crítico, y por ello podría
obstaculizar el crecimiento del país?
Dentro del gran sector de energía, el sector eléctrico es la base del
crecimiento económico del país. Por tal razón, es necesario invertir en proyectos
de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Adicionalmente, es
prioritario fortalecer las líneas de transmisión para garantizar la calidad del
165
servicio, lo cual será posible mediante el tendido de líneas de extra alta tensión
(EAT) para las troncales.
¿Quiénes serían los principales beneficiarios de la implementación de un
sistema de transmisión de energía más fortalecido y flexible?
La población de las distintas comunidades, los inversionistas y el Estado,
pues dispondrían de energía eléctrica de alta confiabilidad, con calidad de
servicio; así también, sería posible establecer precios competitivos y asequibles
para la población y las empresas.
¿Cuáles son las ventajas que es posible obtener de la inversión en el sector
transmisión respecto a otros sectores?
Toda inversión es importante en cualquiera de los sectores, pero más aún
cuando se trata de sectores estratégicos, como es el caso de la transmisión de
energía, pues tiene efectos positivos en el desarrollo de las regiones y permite la
apertura de múltiples industrias y servicios. Otra ventaja que supone la inversión
en este sector es el apoyo al desarrollo de las comunidades cercanas a las líneas de
transmisión, como parte de la responsabilidad social.
¿Cuál es la situación actual del sector energía de los países de América
Latina?
Los recursos energéticos de América Latina están concentrados de la
siguiente manera: (a) en hidroelectricidad 607.4 GW, de los cuales el 20% se
encuentra en operación o construcción; (b) en gas natural se tiene reservas para
explotar durante 55 años; (c) en carbón mineral se tiene reservas para 130 años; y
(d) en petróleo se tiene reservas para explotar durante 42 años. La prioridad de la
166
región es producir energía a través de sus recursos hídricos, los cuales son
renovables, no contaminan y son más económicos.
¿Cuál es la demanda de energía en los países vecinos?
Las demandas (por año) de energía de los países vecinos son: Colombia
55,000 GWh, Ecuador 10,000 GWh, Chile 56,000 GWh, Bolivia 6,000 GWh, y
Brasil 393,014 GWh. En los próximos años, la demanda de energía en la región,
crecerá a un ritmo que fluctuará entre 4% y 5%.
¿Cuál es la necesidad actual y proyectada de infraestructura para la
transmisión de energía?
La necesidad actual requiere de una infraestructura preparada para
trasmitir 30,000 GWh anuales; mientras que la necesidad proyectada es de 45,000
GWh para el año 2015, 61,000 GWh para 2020, y 93,000 GWh para 2027.
¿En el Perú existen condiciones favorables para el desarrollo del negocio
de la transmisión de energía?
Sí existen condiciones favorables. Esto se debe a las siguientes razones:
(a) alto déficit de infraestructura en el país; (b) son pocas las empresas que operan
en el sector transmisión, situación que es muy diferente a la de los sectores de
generación y distribución; y (c) reducido riesgo, pues el sector está sujeto a las
remuneraciones anuales garantizadas (GAR).
¿Las políticas del Estado y las leyes relacionadas con el tema energético
fomentan la inversión en el sector de transmisión de energía?
Las políticas y las leyes del Estado deben fomentar más la inversión en la
generación y transmisión de energía renovable. Asimismo, se debe promover la
167
generación de energía hidráulica, eólica y solar para redefinir la matriz energética,
la cual, en el año 2008, estaba compuesta por petróleo (45%) y gas natural 23%.
El uso de los bonos de carbono, los cuales premian la generación de energía
renovable, es una alternativa desaprovechada de financiamiento.
¿Es posible que la diversificación de la matriz energética del Perú conlleve
a un crecimiento natural del sector transmisión?
Sí es posible porque habrá muchas más oportunidades de instalar más
líneas de transmisión a partir de nuevos proyectos de generación de energía
renovable, tales como los eólicos, geotérmicos y termoeléctricos.
¿Qué perspectivas de desarrollo tendrá la transmisión de energía en los
próximos 15 años?
La infraestructura de las líneas de transmisión tendrá una tasa de
crecimiento entre 6.0% y 7.0%, lo cual permitirá transmitir 45,000 GWh anuales
hasta el año 2015. Principalmente, se debe fomentar la instalación de líneas de
transmisión de alta tensión (500 kW y 750 kW) para transportar un flujo mayor de
energía con menores pérdidas.
¿Qué impacto puede tener el desarrollo del sector transmisión de energía
en la industria nacional y en la generación de empleo?
Tendrá un impacto directo pues favorecerá la implementación de grandes
proyectos industriales y mineros, lo cual facilitará el incremento de la recaudación
fiscal, del número de puestos de trabajo, de la generación de industrias y servicios
complementarios, así como la mejora de la calidad de vida. Las comunidades
168
tendrán la opción de agregar valor a sus productos, pues será posible el cambio de
productos primarios a envasados.
¿Existen condiciones de infraestructura y de recursos naturales para que el
Perú se convierta en exportador de energía para los países vecinos?
El Perú tiene un enorme potencial de generación de energía hidráulica que
no es aprovechado, el cual le permitiría exportar este producto a los países
vecinos. Brasil es un país con alta demanda y, por ello, deberá importar energía
para mantener su crecimiento económico. En este contexto, el Perú podrá
abastecer a dicho país de acuerdo con los convenios binacionales establecidos.
169
Capítulo XII
Plan Estratégico Integral
El propósito principal de este plan es constituirse como un elemento útil
para la toma de decisiones referentes al futuro del sector, pues existen situaciones
que, eventualmente, podrían desviar a toda organización de los objetivos trazados,
sobre todo, cuando se presentan coyunturas de incertidumbre, que generan
amenazas de desviaciones o escenarios paralelos. En este contexto, este plan
estratégico integral permitirá contrastar las estrategias (E) con los objetivos de
largo (OLP) y corto plazo (OCP), los cuales están ligados a las acciones
estratégicas (AE) y a las perspectivas del tablero de control (financiera, cliente,
interna y aprendizaje y crecimiento).
Asimismo, dichos objetivos deben estar alineados con la visión, misión,
políticas, puntos cardinales, valores y código de ética para poder diseñar planes de
contingencia frente a determinadas circunstancias. La estructura del sector
energía, al cual pertenece el sector transmisión, es dinámica y enfrentará cambios
importantes en el corto, mediano y largo plazo. Esta situación producirá la
aparición de una serie de incertidumbres que influirán en los factores
determinantes de la estructura del sector. Por ello, la lectura de este plan permitirá
determinar cuáles son las posibilidades futuras de desarrollo para el sector, tal
como se aprecia en la Figura 37.
170
Figura 37. Plan estratégico integral.
E1
Buscar nuevos mercados energéticos
en el exterior, en países como Brasil,
Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile
AE11,Estudiar la proyección del
crecimiento económico de los países
vecinos, también los principales
indicadores macro económicos, los
sectores estratégicos que más aportan al
PBI de cada uno de ellos, así como la
situación política, social y financiera.
AE12, estudiar la demanda de
energía de los países fronterizos,
su capacidad de generación
actual, la composición de su
matriz energética, el déficit o
superávit que tendrían en los
próximos 20 años.
AE13, preparar estudios de
factibilidad de la instalación de
líneas de transmisión de energía
eléctrica con tensión 750 KV, a
los países que tendrán
requerimiento de energía en el
futuro, proyectando el costo
promedio de producir y transferir
1 GW.h.
AE14,evaluar las posibles
restricciones que se puedan
presentar, en asuntos políticos, en
temas legales, impedimentos
técnicos y geográficos;
posteriormente determinar las
alternativas de soluciones.
AE 15, buscar puntos de acuerdo
para preparar acuerdos binacionales o
de complementariedad energética,
para dirigir los proyectos de
generación y transmisión.
P1, P2,P5,P6 y
P9
E2
Impulsar la construcción de centrales
hidroeléctricas y líneas de transmisión
en las zonas cercanas a los países
demandantes de energía
AE21, actualizar los estudios que
permitan explotar nuevas fuentes de
energía hidroeléctrica, como cuencas,
caídas de agua, a cargo de especialistas
nacionales y extranjeros.
AE22, establecer nuevas zonas
de interconexión eléctrica
cercanas a centrales
hidroeléctricas.
AE23, preparar estudios de
impacto ambiental preliminares,
para prever futuras restricciones
en temas sociales,
medioambientales, y de uso del
agua.
AE 24, seleccionar aquellas zonas
o proyectos que tendrían un
impacto positivo en la economía
de las zonas identificadas como
factibles.
AE25, formar comité que busque
comprometer la voluntad de la
sociedad en los proyectos energéticos,
haciendo énfasis en los beneficios para
la comunidad, en la protección de los
recursos, en la generación de divisas,
y en la creación de pequeñas
industrias.
P3, P4, P5 y P6
Aventura Conjunta E3
Buscar inversionistas para incrementar
las fuentes de energía y ampliar las
redes de transmisión para atender la
demanda interna y externa
AE31, estimular la aparición de nuevas
empresas internacionales participantes en
las licitaciones para obtener las
concesiones.
AE32, fomentar un marco
regulatorio estable para el
otorgamiento de las
concesiones, que facilite la
convocatoria.
AE33, perfeccionar los criterios
de otorgamiento de concesiones
en base al costo mínimo de las
propuestas, de manera que se
alcance un mayor nivel de
competitividad.
AE34, establecer algunos
beneficios tributarios para los
inversores que favorezcan la
generación de polos de desarrollo.
AE35, establecer sinergias entre las
empresas de generación y transmisión
para preparar planes coordinados,
dado que son complementarios.
P5 y P6
E4
Incrementar la productividad y
competitividad del sector transmisión
de energía eléctrica, a través de la
aplicación de la tercerización -
reglamentada por ley desde el año
2008- de las actividades que forman
parte del negocio
AE41, difundir adecuadamente entre las
empresas del sector, los alcances, las
ventajas y límites de la ley de
tercerización.
AE42, implementar centros de
capacitación técnica, para que el
sector eléctrico obtenga mano
de obra calificada.
AE43, promover la alta
especialización de las actividades
que corresponden al giro principal
del negocio, para incrementar la
competitividad y rentabilidad de
las empresas.
P3, P4, P7,P8 y
P9
E5Estimular la optimización de la
estructura organizativa del sector
AE51, promover el uso de equipos y
tecnología que incremente la calidad y
confiabilidad de la transmisión de energía,
disminuya la pérdida, y que reduzca los
costos de operación.
AE52, buscar especialistas en la
ejecución de actividades que no
agregan valor al proceso.
AE53, promover la transferencia
de conocimientos especializados
en el sector, a través de seminarios
internacionales y convenios con
países altamente industrializados.
AE54, evaluar la gestión del sector
a través del benchmarking interno
y externo, medido con
principalmente con corporaciones
internacionales del mismo sector.
P3,P4,P7,P8 y
P9
E6
Incrementar los niveles de calidad y
confiabilidad del sector de transmisión
de energía, para reducir el nivel de
fallas y caídas de energía del SEIN,
alcanzando un sistema basado en la
excelencia operativa.
AE 61 ,Promover el uso de equipos y
tecnología que incrementen la calidad y
confiabilidad de la transmisión de energía,
disminuyan la pérdida y que reduzcan los
costos de operación.
AE62, Promover el uso de
indicadores electricos superiores
a los empleados actualmente,
que permita colocar al SEIN
bajo estándares internacionales
más exigentes.
AE63, Mantener actualizado la
información obtenida a través del
benchmarking con países más
adelantados, en asuntos
relacionados con las fallas y
confiabialidad de los sistemas
eléctricos
AE64, Implementar sistemas
preventivos de contingencia para
evitar las caídas de tensión, por
motivos de fuerza mayor, como
desastres naturales.
AE 65, Mejorar los sistemas de
monitoreo de Osinergmin para
mejorar la supervisión de fallas.
P3, P4, P7y P10
Diversificación E7
Fortalecer el SEIN con redes de alta
tensión de 500 kV, y en el futuro, con
redes de tensión de 750 kV para
optimizar la capacidad de transmisión
AE71, promover a nivel internacional el
interés por invertir en el sector energético
peruano, principalmente en generación y
transmisión de energía, a través de las
agregadurías comerciales, generando
acuerdos y convenios con empresas
internacionales.
AE72, impulsar la transferencia
de conocimientos y tecnología
con países que mantienen una
aplicación intensa de las redes
de alta tensión de 750 KV o
más, para una adecuada
preparación de los proyectos y
concesiones.
AE 73,Permitir el ingreso a los
proyectos de instalación de líneas
de extra alta tensión, a los
profesionales y técnicos
certificados, que aseguren una
sólida capacitación y
entrenamiento.
AE 74, Estimular la inversión en
líneas de extra alta tensión
brindando estabilidad jurídica a los
proyectos, y la posibilidad de
invertir en proyectos que devengan
de los principales.
AE 75, Fomentar el uso de la energía
eléctrica en las zonas alejadas del país,
a través de proyectos de
industrialización, que requiera líneas
secundarias de mediana y baja
tensión, que demande energía a EAT.
P1,P2,P4,
P6,P7,P8,P9 y
P10
VARIACIONES ENTRE PERIODOS
Perspectiva Financiera
(OCP32): En un plazo de
seis años, hacia fines del año
2016, se deberá de negociar
una tarifa de exportación de
US$ 80.00 / MWh, que
genere ingresos por US$
400,000 el primer año.
(OCP33): En un plazo de
siete años, hacia fines del
año 2017, se deberá de
reducir el costo marginal
promedio anual de US$
38.33 / MWh a US$ 23.00 /
MWh. Con un ritmo de
reducción aproximado de
6%
(OCP11): En un plazo de cinco
años, hacia fines del año 2015, el
SEIN logre transmitir 2,170 GWh de
consumo de energía, a través de
líneas de tensión de 500 kV,
alcanzando un crecimiento de 150%
en el período.
(OCP13): En un plazo de seis
años, hacia fines del año
2016, se deberá de integrar al
menos dos proyectos de
generación de energía
geotérmica, al SEIN.
(OCP21): En un plazo de
cinco años, hacia fines del año
2015, lograr que el consumo
de energía acumulada en los
departamentos de la sierra,
pasen de 6,520 a 10,530
GWh, representando el
24.3% del consumo nacional;
con un ritmo de crecimiento
de 10.07% anual.
(OCP22): En un plazo de
cinco años, hacia fines del
año 2015, lograr que el
consumo de energía
acumulada en los
departamentos de la selva,
pasen de 819 a 1,462 GWh,
representando el 3.37% del
consumo nacional; con un
ritmo crecimiento de 12.32%
anual.
(OCP41):En un plazo de
cinco años, hacia fines del
año 2015, se deberá lograr
un incremento en la
instalación de enlaces
redundantes en las líneas
troncales del SEIN, de 30%
a 100% de la red.
(OCP42):En un plazo de
cinco años, hacia fines del
año 2015, se deberá de
reducir el número de fallas
de desconexión ocurridas
por semestre de 27 horas a
5 horas.
(OCP51):En un plazo de
cinco años, hacia fines del
año 2015, lograr que entren
en funcionamiento 10 centros
de educación superior, 2 en
el norte, 3 en el centro, 3 en
el sur, y 2 en el oriente.
(OCP52):En un plazo de ocho
años, hacia fines del año
2018, lograr que el 20% de
los ingenieros y técnicos,
tengan certificación
internacional para atender
líneas de extra alta tensión
(500 kV y 750 kV).
E4, OLP 5, OCP51, OCP52, OCP53
E3,OLP 1, OCP11,OCP12 y OCP13 E3,OLP 1, OCP21,OCP22 y OCP23
E1, OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33
E2, OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33
OLP3: Hasta el año 2030, el Perú debe haber alcanzado la
posición de segunda potencia exportadora de energía en la
región, a través del Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional, con líneas de tensión de 750 kV, el cual deberá
incrementarse de 0 a 38,000 GWh para atender la
demanda externa, con un ritmo de crecimiento de 16% a
partir del año 2016.
OLP4: Hasta el año 2030, se deberá de alcanzar los más
altos niveles de performance de fallas, reduciendo el
número de fallas por cada 100 Km del SEIN (TFL) de 4 a
0, y el indicador de indisponibilidad de potencia expresado
en horas (INDISL) de 8 horas a 0 horas. Con un ritmo de
reducción de 29% anual en los indicadores.
E6, OLP 5, OCP51, OCP52, OCP53
E7, OLP 5, OCP51, OCP52, OCP53
E3,OLP 1, OCP31,OCP32 y OCP33
E4, OLP 4, OCP41, OCP42, OCP43
E5,OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33 E4,OLP 3, OCP41,OCP42 y OCP43
E6,OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33 E6,OLP 3, OCP41,OCP42 y OCP43
E7,OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33
Liderazgo en Costos
Perspectiva del cliente
(OCP12): En un plazo de cinco años, hacia fines del 2015, el SEIN
a través de sus líneas de mediana y baja tensión, logre incrementar
su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370 GWh,
manteniendo un crecimiento anual de 5.5%.
(OCP 23): En un plazo de seis años, hacia fines del año
2016, el coeficiente de electrificación de la sierra deberá de
incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de
crecimiento anual de 5%
(OCP31): En un plazo de seis años, hacia fines del año
2016, se deberá de exportar los primeros 5,000 GWh a
través del SEIN con líneas de 750 kV de tensión.
E5,OLP 1, OCP11,OCP12 y OCP13 E5,OLP 2, OCP21,OCP22 y OCP23
E6,OLP 1, OCP11,OCP12 y OCP13 E6,OLP 2, OCP21,OCP22 y OCP23
E7, OLP 1, OCP11, OCP12, OCP13 E7,OLP 2, OCP21,OCP22 y OCP23
Recursos Financieros ( bonos, líneas de crédito a largo plazo, préstamos de organismos internacionales, o aumento de capital), Recursos Físicos ( bienes de capital), Recursos Humanos ( capacitación permanente, especialización,etc), Recursos Tecnológicos ( Redes de transmisión de 500 Kv, 750 Kv),
ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL
TA
BL
ER
O D
E M
AN
DO
Per
spec
tiva
s
US$/MW.h
Perspectiva de Aprendizaje y
Crecimiento
(OCP53):En un plazo de tres años, hacia fines del año 2013,
el MINEM a tavés de CARELEC, deberá haber firmado al
menos tres convenios para transferencia de conocimientos y
tecnología, con institutos nacionales y extranjeros de
educación superior.
Perspectiva Interna
(OCP43):En un plazo de cinco años,hacia fines del año
2015, se deberá de reducir el número de horas de
indisponibilidad de energía de 17 a 5.
GWh, # Proyectos, Coeficiente de electrificación
# Enlances redundantes de troncales, # fallas de desconexión, horas de indisponibilidad
# ingenieros capacitados para redes de 750 kV, # de convenión educativos, # de centros de capacitación
Mis
ión:
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El
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pre
serv
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ente
”.
VISION : En el 2030, el sector de transmisión eléctrica deberá contar con una infraestructura que le permita transmitir 150,000 GWh de manera óptima para atender a la demanda interna y externa satisfaciendo altos niveles de competitividad en términos de calidad, confiabilidad y costo, respetando el medio ambiente y las comunidades.
PRINCIPIOS CARDINALES
1. La influencia de terceras partes ,
2. Los lazos pasados y presentes , 3.
El contrabalance de intereses, 4. La
conservación de los enemigos.
VALORES
1. Respeto: A los derechos de todas
las personas, a sus creencias y al
ejercicio de su libre pensamiento.
2. Honestidad: Mostrada en las
acciones y decisiones de los
ejecutivos, para crear un ambiente de
confianza y transparencia.
3. Solidaridad: Entre todas las
personas.
4. Compromiso: Para cumplir con los
contratos establecidos y las
responsabilidades asumidas.
CODIGO DE ETICA
1. Respetar y cumplir los contratos y
las normas vigentes del país, creando
un clima de mutua confianza en el
sector.
2. A las personas que trabajan en el
sector, deben ser respetados todos
sus derechos, pensamientos,
principios y costumbres.
3. Brindar la mayor seguridad por la
vida de las personas que realizan
trabajos de alto riesgo en el
mantenimiento de las redes del
sector, cumpliendo con todas las
normas y estándares internacionales
de seguridad en su labor diaria de
mantenimiento de las torres de alta
tensión de energía.
4. Optimizar los recursos para
cumplir con los objetivos de forma
eficiente y disminuyendo el impacto
ambiental.
5. La información debe ser veraz y
transparente, y que esté alineada con
los valores de la organización, para
que las empresas puedan competir
en igualdad de condiciones.
6. El logro de los objetivos
empresariales debe ser compatible
con el cumplimiento de la
responsabilidad social corporativa,
para mantener la armonía de todos
los stakeholders del sector.
7. Mantener todos los activos de
transmisión eléctrica en óptimo
estado, para brindar seguridad a las
comunidades aledañas, cuidando el
medio ambiente.
8. Respeto hacia las entidades de
supervisión del sector; como
OSINERG, COES y MIMEM.
ESTRATEGIAS
ALTERNATIVASESTRATEGIAS ESPECIFICAS
OBJETIVOS DE LARGO PLAZO
ACCIONES ESTRATÉGICAS POLITICAS
OLP1: Hasta el año 2030, se deberá de lograr el fortalecimiento y
modernización de las líneas de transmisión de energía, que permita
incrementar el consumo interno de 0 hasta 33,500 GWh, a través
de líneas de tensión de 500 kV, con un ritmo de crecimiento anual
de 20% a partir del año 2011.
OLP2: Hasta el año 2030, se deberá lograr la plena
integración de los sistemas aislados al SEIN, incrementando
la participación del consumo nacional de energía en
provincias, de 51.5% que es actualmente, hasta el 70%,
sobre una energía total consumida de 112,000 GWh, a un
ritmo de crecimiento anual de 8.0%
OLP5: Hasta el año 2030, se debe lograr la implementación
de centros de educación superior en el norte, centro, sur y
oriente del país, de los que egresen 800 profesionales y
4,200 técnicos, expertos en la instalación y mantenimiento de
líneas de EAT, con un ritmo de 50 profesionales y 263
técnicos, a partir del año 2015.
Desarrollo de
Mercados
P1. Promover la generación de recursos a través de la exportación de
energía a los países fronterizos.
P2. Satisfacer los altos estándares ambientales y de responsabilidad social
en las zonas de influencia, beneficiando a las comunidades.
P3. Promover la aplicación de los estándares internacionales más
exigentes en la instalación de sistemas eléctricos. Relacionado con las
estrategias 2, 4, y 5.
P4. Maximizar la productividad global, a través de la mejora del servicio,
la calidad, y costos de operación.
P5. Desarrollar e impulsar proyectos de uso de energía limpia y
renovable, ofreciendo beneficios tributarios.
P6. Simplificar y homologar los trámites de autorización para la
construcción de redes de transmisión.
P7. Alcanzar mejores niveles de productividad y competitividad a través
de la correcta aplicación de la ley de tercerización.
P8. Aplicar normas internacionales de seguridad para la protección de los
trabajadores.
P9. Brindar capacitación técnica a sus trabajadores, así como también
ofrecer programas de actualización a sus ejecutivos.
P10. Reclutar personal capacitado para las nuevas tecnologías de
transmisión de energía.
OBJETIVOS DE CORTO PLAZO INDICADORES DEL CUADRO DE CONTROL
RECURSOS
171
Tabla 38
Matriz del Perfil Referencial del Sector Transmisión de Energía (MPR)
Factores determinantes de éxito Peso
Perú Chile Brasil Colombia Ecuador Argentina
Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación
1. Matriz energética diversa
(MW)
0.18 4 0.72 1 0.18 4 0.72 3 0.54 2 0.36 4 0.72
2. Incremento de Energía
generada anual (GWh)
0.05 4 0.20 3 0.15 2 0.10 2 0.10 2 0.10 3 0.15
3. Energía consumida por
habitante (kWh/hab.)
0.10 1 0.10 4 0.40 3 0.30 3 0.30 2 0.20 3 0.30
4. Potencial hídrico explotable 0.20 4 0.80 1 0.20 4 0.80 2 0.40 1 0.20 1 0.20
5. Mano de obra calificada 0.08 3 0.24 3 0.24 3 0.24 2 0.16 2 0.16 3 0.24
6. Relación con la comunidad 0.08 2 0.16 3 0.24 3 0.24 2 0.16 2 0.16 4 0.32
7. Crecimiento industrial
minero
0.08 4 0.32 2 0.16 4 0.32 3 0.24 2 0.16 2 0.16
8. Uso alta tecnología 0.10 3 0.30 4 0.40 4 0.40 4 0.40 2 0.20 4 0.40
9. Incentivos a la inversión 0.05 3 0.15 2 0.10 2 0.10 2 0.10 2 0.10 3 0.15
10. Ampliación de los mercados 0.08 3 0.24 3 0.24 3 0.24 3 0.24 3 0.24 3 0.24
Total 1 3.23 2.31 3.46 2.64 1.88 2.88
Nota. Tomado de “El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia,” por D’Alessio, 2008.
Los valores oscilan entre 1 = Debilidad mayor, 2 = Debilidad menor, 3 = Fortaleza menor, y 4 = Fortaleza mayor.
172
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planificación energética. Revista Energiminas, 1(2), 8-11.
185
Glosario de Términos
Agencia de Promoción de la Inversión Privada del Perú (Proinversión): Entidad
que promueve la inversión no dependiente del Estado peruano a cargo de
agentes bajo régimen privado, con el fin de impulsar la competitividad del
Perú y su desarrollo sostenible para mejorar el bienestar de la población.
Además, busca identificarse como una agencia reconocida por los
inversionistas y por la población como un eficaz aliado estratégico para el
desarrollo de inversiones en el Perú.
Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER): Es una entidad sin fines de
lucro, cuyo objetivo principal es promover y alentar la integración de los
sectores eléctricos regionales, basados en la ayuda y cooperación técnica,
la transferencia de conocimientos y la formación profesional.
Comité de Operación Económica del Sistema (COES): Organismo constituido por
las empresas generadoras y transmisoras de un mismo sistema
interconectado, tiene como objetivo el despacho de la energía al mínimo
costo.
Consejo de Administración de Recursos para la Capacitación en Electricidad
(CARELEC): Entidad adscrita al del Ministerio de Energía y Minas
(MINEM) creada con el objeto de financiar la transferencia de tecnología
y capacitación en el ámbito del sector electricidad.
Dirección de Concesiones Eléctricas (DCE): Órgano adscrito al Ministerio de
Energía y Minas encargado de evaluar, informar, registrar, y controlar el
otorgamiento de derechos eléctricos a través de concesiones,
autorizaciones y servidumbres, para desarrollar actividades de generación,
186
transmisión y distribución de energía eléctrica. Está a cargo del Director
General de Electricidad.
Empresas eléctricas: Empresas constituidas por las concesionarias de electricidad
y las entidades autorizadas que pueden ser generadoras, transmisoras y
distribuidoras.
Enlaces redundantes: Son aquellos enlaces que permiten el incremento de la
capacidad y confiabilidad en las líneas de transmisión, manteniendo el
servicio sin restricciones ante la pérdida de un enlace de transmisión.
Estudios de Impacto Ambiental (EIA): Son instrumentos de gestión que describen
la actividad propuesta y los efectos directos e indirectos previsibles en el
medio ambiente físico y social, tanto a corto como a largo plazo,
indicando las medidas que se deberán de adoptar para evitar o reducir el
daño a niveles aceptables (Ley 28611, 2005).
GWh: Es una unidad de energía que significa Giga Watts por hora, que equivale a
10^9 Wh, en donde los Wh son la cantidad de potencia consumida en una
hora.
kW: Es el símbolo de kilovatio.
Mercado libre: Formado por los clientes libres que no importando donde se
encuentren, pueden contratar su suministro de forma independiente, debido
a que los límites de potencia que utilizan superan el establecido de 20% de
la demanda máxima de concesión, hasta un tope de 1 MW, transando de
manera libre el precio, volumen y condiciones.
Mercado regulado: Formado por los clientes que no tienen posibilidad de contratar
su suministro de forma independiente, porque no superar los mínimos
187
establecidos para convertirse en libres, solo podrán contratar con un solo
distribuidor.
MW: Es una unidad de potencia que significa Mega Wattios, que equivale a 10^6
wattios, en donde los MW son la potencia consumida o generada.
Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERGMIN): Organismo
regulador, supervisor, y fiscalizador de las actividades que desarrollan las
personas jurídicas de derecho público interno o privado y las personas
naturales, en los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería.
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN): Sistema conformado por la
integración de los Sistemas Interconectados del Centro Norte (SICN), y el
Sistema Interconectado del Sur (SIS).
Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE): Es una organización
empresarial constituida como asociación civil, que agremia a las personas
jurídicas vinculadas a la actividad minera, hidrocarburífera y eléctrica.
Tiene como objetivos el fomentar las actividades de sus agremiados, y
promover el aprovechamiento sostenible de los recursos naturales,
atendiendo la conservación del medio ambiente y el desarrollo social.
SWAP: Es un modelo que indica si la cantidad de energía contratada por las
empresas coincide con la cantidad despachada de energía. Los beneficios
de la empresa no dependerían de la evolución del mercado spot, sino sólo
de las cantidades y precios contratados, por lo que los generadores y
distribuidores estarían eliminando el riesgo de la volatilidad del precio
spot.
Wheeling: Es un modelo propio de una empresa verticalmente integrada que
188
posee una red de transmisión a la que tienen acceso otros agentes pero que
son despachados después de sus propios recursos y demanda. Esta entidad
se encarga de manejar los desbalances, manejar la congestión y brindar
servicios auxiliares con sus propios.
189
Apéndice A
Marco General Regulatorio del Sub-Sector de Electricidad
1. Decreto Ley 25844. Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la
República del Perú (1992).
2. Decreto Supremo 009-93-EM. Reglamento de la Ley de Concesiones
Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (1993).
3. Decreto Supremo 027-95-ITINCI. Supuestos de infracción a la libre
competencia en las actividades de generación, transmisión y distribución de
energía eléctrica. Presidencia de la República del Perú (1995).
4. Ley 26848. Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. Congreso de la
República del Perú (1997).
5. Ley 26876. Ley Antimonopolio y Anti-oligopolio del Sector Eléctrico.
Congreso de la República del Perú (1997).
6. Decreto Supremo 017-98-ITINCI. Reglamento de la Ley Antimonopolio y
Anti-oligopolio del Sector Eléctrico. Presidencia de la República del Perú
(1998).
7. Ley 27133. Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas
Natural. Congreso de la República del Perú (1999).
8. Decreto Supremo 040-99-EM. Reglamento de la Ley de Promoción del
Desarrollo de la Industria del Gas Natural. Presidencia de la República del
Perú (1999).
9. Ley 27332. Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión
Privada en los Servicios Públicos. Congreso de la República del Perú
(2000).
190
10. Ley 27345. Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía. Congreso de
la República del Perú (2000).
11. Decreto Supremo 017-2000-EM. Reglamento para la comercialización de
electricidad en un régimen de libertad de precios y modificación del
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la
República del Perú (2000).
12. Ley 27435. Ley de Promoción de Concesiones de Centrales Hidroeléctricas.
Congreso de la República del Perú (2001).
13. Decreto Supremo 032-2001-PCM. Precisa alcances de diversas
disposiciones de la Ley 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores
de la Inversión Privada en los Servicios Públicos. Presidencia de la
República del Perú (2001).
14. Resolución Ministerial 143-2001-EM/VME. Aprueban procedimientos 1 al
19 para la optimización de la operación y la valorización de las
transferencias de energía del COES-SINAC. Ministerio de Energía y Minas
(2001).
15. Decreto Supremo 025-2001-EM. Establecen disposiciones para la aplicación
del procedimiento de transición a que se refiere la Ley 26980, mediante la
cual se modificaron diversos artículos de la Ley de Concesiones Eléctricas.
Presidencia de la República del Perú (2001).
16. Resolución Ministerial 232-2001-EM/VME. Aprueban y modifican diversos
procedimientos técnicos del Comité de Operación Económica del Sistema
Interconectado Nacional (Coes-Sinac). Ministerio de Energía y Minas
(2001).
191
17. Ley 322-2001-EM/VME. Aprueban procedimientos y glosario de
abreviaturas y definiciones utilizadas en procedimientos técnicos del COES-
SEIN. Congreso de la República del Perú (2001).
18. Resolución Ministerial 332-2001-EM/VME. Aprueban procedimientos 31A,
31B y 31C, referidos a la entrega de información de precios, costos y
calidad de combustibles líquidos, carbón y gas natural. Ministerio de
Energía y Minas (2001).
19. Ley 27744. Ley de Electrificación Rural y de Localidades Aisladas y de
Frontera. Congreso de la República del Perú (2002).
20. Decreto Supremo 087-2002-EF. Establece disposiciones reglamentarias de
la Ley 26876, Ley Antimonopolio y Anti-Oligopolio del Sector Eléctrico,
respecto a operaciones de concentración en el Sector Eléctrico. Presidencia
de la República del Perú (2002).
21. Decreto Supremo 029-2002-EM. Dictan disposiciones para la determinación
del Sistema Económicamente Adaptado a utilizarse para atender demandas
servidas exclusivamente por instalaciones del Sistema Secundario de
Transmisión (2002), derogado mediante el Decreto Supremo 027-2007-EM
(2007). Presidencia de la República del Perú (2002).
22. Resolución Ministerial 441-2002-EM/DM. Modifican el procedimiento 25,
Indisponibilidad de las Unidades de Generación, y el procedimiento 26,
Cálculo de la Potencia Firme. Ministerio de Energía y Minas (2002).
23. Resolución Ministerial 609-2002-EM/DM. Sustituyen el procedimiento
31C, sobre entrega de información de precios y calidad de combustibles gas
natural. Ministerio de Energía y Minas (2002).
192
24. Decreto Supremo 004-2003-EM. Fijan el margen de reserva a que se refiere
el Reglamento y la Ley de Concesiones Eléctricas, y modifican Decreto
Supremo 004-99-EM sobre factores por incentivo al despacho y por
incentivo a la contratación. Presidencia de la República del Perú (2003).
25. Decreto de Urgencia 010-2004. Crean fondo de estabilización para fondos
de precios de los combustibles derivados de petróleo. Presidencia del
Consejo de Ministros del Perú (2004).
26. Resolución Ministerial 191-2004-MEM/DM. Fijan margen de reserva del
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional [SEIN]. Ministerio de Energía y
Minas (2004).
27. Ley 28611. Ley General del Ambiente. Congreso de la República (2005, 13
de octubre).
28. Decreto Supremo 049-2005-EM. Reglamento de Importación y Exportación
de Electricidad. Presidencia de la República del Perú (2005).
29. Resolución Ministerial 516-2005-MEM/DM. Procedimientos 32, 33 y 34
del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional. Ministerio de Energía y Minas (2005).
30. Decreto de Urgencia 007-2006. Decreto de urgencia que resuelve
contingencia en el mercado eléctrico originada por la existencia de empresas
concesionarias de distribución sin contratos de suministro de electricidad.
Presidencia del Consejo de Ministros del Perú (2006).
31. Ley 28790. Ley que excluye a los suministros de predios agrícolas para uso
de la producción agraria del pago por concepto de alumbrado público.
Congreso de la República del Perú (2006).
193
32. Ley 28876. Ley que amplía los alcances del Régimen de Recuperación
Anticipada del Impuesto General a las Ventas. Congreso de la República del
Perú (2006).
33. Decreto Supremo 007-2006-EM. Modificación del Reglamento de la Ley de
Concesiones Eléctricas sobre disposiciones para la implementación del
Sistema Prepago de Electricidad. Presidencia de la República del Perú
(2006).
34. Resolución Ministerial 571-2006-MEM/DM. Norma DGE, Reintegros y
recuperos de Energía Eléctrica. Ministerio de Energía y Minas (2006).
35. Decreto Supremo 072-2006-EM. Reglamento de la Ley Orgánica de
Recursos Geotérmicos. Presidencia de la República del Perú (2006).
36. Decreto de Urgencia 035-2006, que resuelve contingencia en el mercado
eléctrico originada por la carencia de contratos de suministro de electricidad
entre generadores y distribuidores. Presidencia del Consejo de Ministros del
Perú (2006).
37. Resolución Ministerial 617-2006-MEM/DM. Norma sobre la Carta de
Intenciones entre el Ministerio de Energía y Minas del Perú y el Ministerio
de Obras Públicas, Servicios y Viviendas de Bolivia para la Interconexión
Eléctrica. Ministerio de Energía y Minas (2006).
38. Ley 28958. Ley que sustituye el literal B) del párrafo 22.2 del artículo 22 de
la Ley 28832, para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación
Eléctrica. Congreso de la República del Perú (2007).
39. Resolución Ministerial 552-2006-MEM/DM. Aprobar el Plan Transitorio de
Transmisión para el período 2007 - 2008, incluye proyectos en el Plan
194
Transitorio de Transmisión para el período 2007 - 2008. Ministerio de
Energía y Minas (2007).
40. Decreto Supremo 005-2007-EM. Suspensión temporal de aplicación dos
artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia
de la República del Perú (2007).
41. Decreto Supremo 064-2005-EM. Reglamento de Cogeneración (2005),
sustituido por el Decreto Supremo 037-2006-EM, modificado por el Decreto
Supremo 082-2007-EM, modifican el Reglamento de Cogeneración.
Presidencia de la República del Perú (2007).
42. Decreto Supremo 037-2006-EM. Aprueba sustitución del Reglamento de
Cogeneración (2006), modificado por el Decreto Supremo 082-2007-E.M,
modifican el Reglamento de Cogeneración. Presidencia de la República del
Perú (2007).
43. Resolución Ministerial 108-2007-MEM/DM. Determinación del monto
específico para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.
Ministerio de Energía y Minas (2007).
44. Decreto Supremo 017-2007-EM. Se dispone transferencia de recursos para
el financiamiento del CARELEC. Presidencia de la República del Perú
(2007).
45. Decreto Supremo 018-2007-EM. Norma sobre modificación del artículo 184
del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la
República del Perú (2007).
46. Decreto Supremo 037-2007-EF. Aprueban Reglamento de la Ley que
amplía los alcances del Régimen de Recuperación Anticipada del Impuesto
195
General a las Ventas a las Empresas de Generación Hidroeléctrica.
Presidencia de la República del Perú (2007).
47. Resolución Ministerial 143-2007-MEM/DM. Incluyen proyectos en el Plan
Transitorio de Transmisión para el período 2007 - 2008. Ministerio de
Energía y Minas (2007).
48. Decreto Supremo 020-2007-EM. Reglamento del Consejo de
Administración de Recursos para la Capacitación en Electricidad
[CARELEC]. Presidencia de la República del Perú (2007).
49. Decreto Supremo 027-2007-EM. Reglamento de Transmisión. Presidencia
de la República del Perú (2007).
50. Decreto Supremo 052-2007-EM. Que aprueba el Reglamento de
Licitaciones de Suministro de Electricidad. Presidencia de la República del
Perú (2007).
51. Decreto Supremo 053-2007-EM. Que aprueba el Reglamento de la Ley de
Promoción del Uso Eficiente de la Energía. Presidencia de la República del
Perú (2007).
52. Resolución Ministerial 400-2007-MEM/DM. Incluyen proyectos en el Plan
Transitorio de Transmisión para el período 2007-2008 aprobado por
Resolución Ministerial 552-2006-MEM/DM. Ministerio de Energía y Minas
(2007).
53. Ley 29128. Ley que establece la facturación y forma de pago de servicios de
energía y saneamiento para inmuebles de uso común. Congreso de la
República del Perú (2007).
196
54. Decreto Supremo 082-2007-EM. Modifican el Reglamento de
Cogeneración. Presidencia de la República del Perú (2007).
55. Decreto Supremo 001-2008-EM. Reglamentan la Duodécima Disposición
Complementaria Final de la Ley 28832, Ley para asegurar el desarrollo
eficiente de la generación eléctrica. Presidencia de la República del Perú
(2008).
56. Ley 28832. Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación
Eléctrica (2006), reglamentan la Duodécima Disposición Complementaria
Final mediante Decreto Supremo 001-2008-EM. Congreso de la República
del Perú (2008).
57. Decreto de Urgencia 049-2008-MEM/DM. Amplía la vigencia del Decreto
de Urgencia 010-2004 mediante Decreto de Urgencia 049-2008, que asegura
continuidad en la prestación del servicio eléctrico. Presidencia del Consejo
de Ministros del Perú (2008).
58. Decreto Ley 29178. Ley que modifica diversos artículos del Decreto Ley
25844, Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú
(2008).
59. Ley 29179. Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de
electricidad para el mercado regulado. Congreso de la República del Perú
(2008).
60. Resolución Directoral 055-2007-DGE. Norma técnica para el intercambio
de información en tiempo real para la operación del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN). Dirección General de Electricidad. (2007).
197
61. Decreto Supremo 006-2008-VIVIENDA. Sobre Normas reglamentarias de
la Ley 29128, Ley que establece la Facturación y Forma de Pago de
Servicios de Energía y Saneamiento para Inmuebles de Uso Común.
Presidencia de la República del Perú (2008).
62. Decreto Supremo 022-2008-EM. Modifican diversos artículos del
Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la
República del Perú (2008).
63. Decreto Supremo 034-2008-EM. Sobre medidas para el ahorro de energía
en el Sector Público. Presidencia de la República del Perú (2008).
64. Decreto Supremo 031-2008-EM. Modifican disposiciones referidas al
Sistema Prepago de Electricidad. Presidencia de la República del Perú
(2008).
65. Decreto Ley 1041. Que modifica diversas normas del marco normativo
eléctrico. Presidencia de la República del Perú (2008).
66. Decreto Ley 1058. Que promueve la inversión en la actividad de generación
eléctrica con recursos hídricos y con otros recursos renovables. Presidencia
de la República del Perú (2008).
67. Resolución Ministerial 319-2008-MEM/DM. Definen lineamientos para el
desarrollo eficiente de la transmisión eléctrica. Ministerio de Energía y
Minas (2008).
68. Decreto Supremo 050-2008-EM. Aprueban Reglamento de la Generación de
Electricidad con Energías Renovables. Presidencia de la República del Perú
(2008).
198
69. Resolución Ministerial 465-2008-MEM/DM. Designan representantes de
Edelnor S.A.A. y Luz del Sur S.A.A. ante la Comisión Multisectorial
encargada de determinar y proponer las modificaciones necesarias a la
normatividad vigente sobre hurtos en instalaciones eléctricas. Ministerio de
Energía y Minas (2008).
70. Decreto Supremo 009-2009-EM. Modifican Reglamento de la Ley Orgánica
de Recursos Geotérmicos. Presidencia de la República del Perú (2009).
71. Decreto Supremo 017-2009-EM. Modifican cuatro artículos del Reglamento
de la Ley de Concesiones Eléctricas: normas para subasta de concesiones
eléctricas declaradas en caducidad. Presidencia de la República del Perú
(2009).
72. Resolución Ministerial 0137-2009-MEM/DM. Establecen Sistema de
Medición Centralizada. Ministerio de Energía y Minas (2009)
73. Resolución Ministerial 129-2009-MEM/DM. Criterios y Metodología para
la elaboración del Plan de Transmisión. Ministerio de Energía y Minas
(2009).
74. Decreto Supremo 022-2009-EM. Aprueban Reglamento de Usuarios Libres
de Electricidad. Presidencia de la República del Perú (2009).
75. Resolución Ministerial 175-2009-MEM/DM. Aprueban Factor de
Descuento a Aplicarse a los Proyectos Hidroeléctricos en las Licitaciones de
Suministro de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas (2009).
76. Decreto de Urgencia 056-2009. Decreto de Urgencia que dicta medidas para
asegurar el suministro eléctrico en las zonas urbanas o urbano-rurales.
Presidencia del Consejo de Ministros del Perú (2009).
199
77. Decreto Supremo 052-2009-EM. Modifican relacionada con la congestión
de las instalaciones de transmisión, de la Norma Técnica de Calidad de los
Servicios Eléctricos. Presidencia de la República del Perú (2009).
78. Resolución Directoral 040-2009 EM DGE. Modifican tabla que fija los
Valores Límite de los Indicadores del Costo Anual Referencial (CAR),
previstos en la Resolución Directoral 028-2008-EM/DGE. Dirección
General de Electricidad. (2009).
79. Decreto Supremo 058-2009-EM. Modifican Reglamento de Licitaciones de
Suministro de Electricidad, Decreto Supremo 052-2007-EM. Presidencia de
la República del Perú (2009).
80. Decreto Supremo 059-2009-EM. Modifican el Decreto Supremo 015-2009-
EM, ley relacionada con la congestión de las instalaciones de transmisión,
de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Presidencia de
la República del Perú (2009).
81. Resolución Suprema 067-2009-EM. Califican para efecto del Decreto
Legislativo 973 al inversionista del contrato de inversión para la inversión
destinada al desarrollo del Proyecto Líneas de Transmisión Machupichu-
Cotaruse. Ministerio de Energía y Minas (2009).
82. Resolución Suprema 068-2009-EM. Califican para efecto del Decreto
Legislativo 973 al inversionista del contrato de inversión para la inversión
destinada al desarrollo del Proyecto Líneas de Transmisión Mantaro -
Caravelí - Montalvo. Ministerio de Energía y Minas (2009).
83. Resolución Ministerial 496-2009-EM/DM. Aprueban el Plan Referencial
del Uso Eficiente de la Energía 2009-2018. Ministerio de Energía y Minas
(2009).
200
84. Decreto Supremo 076-2009-EM. Modifican Reglamento de la Ley de
Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (2009).
85. Decreto de Urgencia 109-2009. Dictan disposiciones para facilitar la
exportación temporal de electricidad y reducir cargos a los usuarios del
Servicio Público de Electricidad. Presidencia del Consejo de Ministros del
Perú (2009).
86. Decreto Supremo 001-2010-EM. Establecen diversas medidas respecto de la
remuneración de la potencia y energía. Presidencia de la República del Perú
(2010).
87. Decreto Supremo 017-2010-EM. Se modifica el Decreto Supremo 010-
2010-EM que emitió normas complementarias al Decreto de Urgencia 116-
2009. Presidencia de la República del Perú (2010).
88. Decreto Supremo 019-2010-EM. Aprueban nuevo Reglamento de la Ley
26848. Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. Presidencia de la República
del Perú (2010).
89. Resolución Ministerial 162-2010-MEM/DM. Incluyen Generación
hidroeléctrica en la segunda subasta de energías renovables. Ministerio de
Energía y Minas (2010).
90. Decreto de Urgencia 032-2010. Decreto de Urgencia que dicta medidas para
acelerar la inversión y facilitar el financiamiento para la ejecución de
proyectos de electricidad. Presidencia del Consejo de Ministros del Perú
(2010).
91. Decreto Supremo 022-2010-EM. Incorporan disposición transitoria en el
Decreto Supremo 016-2010-EM. Presidencia de la República del Perú
(2010).
201
Apéndice B
Oportunidades de Inversión en Transmisión
El contenido de este Apéndice ha sido compilado de extractos adaptados del
Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009 elaborado por el Ministerio de
Energía y Minas en 2010.
La transmisión es una actividad monopólica, en ese sentido, la
normatividad establece mecanismos para promover la inversión en la
confiabilidad y ampliación de su infraestructura.
B.1. Normatividad Promotora
Como se ha descrito anteriormente las actividades del sector están
normadas por la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley 25844) y su Reglamento, y
esta complementado con la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica (Ley 28832). Incluyendo otras normas relacionadas a la
materia, se debe resaltar ciertos aspectos importantes que promueven la inversión
en transmisión:
o Procedimientos claros en otorgamiento de los derechos eléctricos para el
desarrollo de estudios, construcción y operación de líneas de transmisión
(Ley 25844).
o Implementación de Planes de Transmisión que deben ser elaborados por el
Comité de Operación Económica del Sistema (COES) de acuerdo a las
políticas, criterios y metodología aprobados por el Ministerio de Energía y
Minas.
o Planes de Transmisión para promover la competencia entre los agentes del
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, identificar las obras de
202
transmisión que permitan el abastecimiento económico y seguro de la
energía eléctrica en bloque, entre otros objetivos.
B.2. Alternativas de Inversión
Los inversionistas que desean conocer las alternativas de inversión en el
sector de transmisión pueden considerar las siguientes fuentes de información:
El proceso a través de Proinversión se inicia cuando el Ministerio de
Energía y Minas encarga a Proinversión la concesión de proyectos por medio de
mecanismo de subastas o licitaciones. Estos proyectos son considerados de
necesidad nacional y forman parte del Plan Transitorio de Transmisión (PTT).
Actualmente, está en proceso de licitación los siguientes proyectos:
LT. Tintaya-Socabaya en 220 kW
LT. Piura-Talara en 220 kW
LT. Machupicchu – Abancay - Cotaruse en 220 kW
El Ministerio de Energía y Minas presenta un portafolio que contiene la
lista de proyectos de transmisión que forman parte o no del Plan de Transmisión.
En cualquiera de los casos estos proyectos pueden encontrarse en busca de
financiamiento para cumplir con los plazos de ejecución de estudios o de
construcción.
Estos proyectos están clasificados en:
Considerados en el plan de transmisión. Son todos los proyectos que
forman parte del plan de transmisión e incluye los proyectos que serán subastados
ó licitados por Proinversión ó el MINEM. Estos proyectos principalmente
203
pertenecen al Sistema Garantizado; en caso de ser Sistema Complementario se
genera un plan de asociación pública-privada.
No considerados en el plan de transmisión. Son proyectos que pueden
partir de la iniciativa propia de las empresas eléctricas o inversionistas. Estos
proyectos forman parte del Sistema Complementario.
A continuación se muestran, los proyectos con concesión que no se
encuentran en el Plan Transitorio de Transmisión y se consideran como
ampliaciones a las concesiones actuales. El mapa presenta los proyectos de
transmisión más representativos que se presentan en el subsector eléctrico (véase
Figura 39):
Desarrollo de la inversión. Los proyectos de transmisión se agrupan en:
a. Sistema Garantizado de Transmisión
b. Sistema Complementario de Transmisión
En el primer grupo, las instalaciones de transmisión son definidas en el
plan de transmisión y su construcción y operación es otorgada mediante licitación
o subasta pública, las condiciones de plazo y remuneración garantizan un ingreso
fijo para el servicio de la transmisión por 30 años.
El Sistema Complementario está conformado por las instalaciones que son
ejecutadas por iniciativa privada o que están incluidas en los planes de desarrollo
regional o en el ámbito de las empresas de distribución. Su remuneración es tal
que se garantiza un ingreso fijo por un periodo de 30 años de operación comercial,
(véase Figura B1).
204
Figura B1. Proyectos que no están en el plan de transmisión.
Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio
de Energía y Minas, 2010, p. 31. Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR
OCHURE%20electricidad%202009.pdf. 1 Líneas de transmisión que poseen concesión definitiva para desarrollar
actividades de transmisión de energía eléctrica. 2 Resolución Suprema de
otorgamiento o su modificatoria. 3 Fecha de acuerdo con el Contrato de
Concesión. 4 Con solicitud de modificación de contrato de concesión, a fin de
prorrogar fecha de puesta en operación.
205
Figura B2. Principales proyectos de las líneas de transmisión al 2013.
Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), 2010, p. 32.
Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BROCHURE%20electricidad%202009.pdf.
206
Apéndice C
Perspectivas y Futuro del Sector Eléctrico
El contenido de este Apéndice ha sido compilado de extractos adaptados del
Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009 elaborado por el Ministerio de
Energía y Minas en 2010.
C.1. Perspectivas
El sistema eléctrico peruano, producto del crecimiento sostenido de la
actividad económica, tanto en generación como en transmisión, prevé para el
mediano y largo plazo, la implementación y ejecución de proyectos que
permitirán abastecer el suministro de electricidad con mayor seguridad,
confiabilidad y calidad. En generación la tendencia está orientada a la
implementación de centrales térmicas a gas natural, así como el desarrollo de
grandes centrales hidroeléctricas. Respecto a la transmisión, el futuro se orienta a
la implementación de líneas en niveles de 500 kW.
C.2. Proyección de la Demanda
En la Figura C1 se muestra la proyección de la demanda de energía
eléctrica en el SEIN para los tres escenarios de crecimiento, optimista, medio y
conservador. Para el periodo 2008-2017 se proyecta una tasa de crecimiento
promedio anual de 8,5% para el escenario optimista; para el escenario medio, la
proyección es de 7,3% y para el escenario conservador 6,1%.
207
Figura C1. Proyección de la demanda energética.
Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio
de Energía y Minas, 2010, p. 11. Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR
OCHURE%20electricidad%202009.pdf.
C.3. Plan de Equipamiento Referencial en Generación y Transmisión
C.3.1. Generación.
El gráfico siguiente muestra el balance de potencia-demanda del SEIN
para el periodo 2009-2017, en el que se aprecia el programa de puesta en
operación de los proyectos de centrales térmicas a gas natural para el mediano
plazo (2009-2012) y de las centrales hidráulicas para el largo plazo (2013-2017).
El incremento de generación al año 2017, estará dado en la proporción de
39 % en centrales hidroeléctricas y 61% en centrales térmicas a gas natural (véase
Figura C1).
C.3.2. Transmisión.
Entre el 2010 y 2011, la transmisión en el sistema eléctrico peruano,
incorporará instalaciones a niveles de tensión de 500 kW, con la implementación
de las líneas de transmisión Chilca – Planicie – Zapallal, Mantaro – Caravelí –
Montalvo, Zapallal – Chimbote – Trujillo y Chilca – Marcona – Caravelí. De esta
manera se estará desarrollando un sistema de transmisión robusto que permitirá
brindar mayor seguridad, confiabilidad y calidad al SEIN. El estimado de
ampliaciones determinado en el 2009 se puede apreciar en la Figura C2.
208
C.3.3. Interconexión regional.
La interconexión del sistema eléctrico peruano con los países vecinos está
asociada a la ejecución de los grandes proyectos hidroeléctricos ubicadas en la
vertiente Amazónica de la zona centro y sur del país, como es el caso de la
interconexión con Brasil.
Figura C2. Escenario de demanda prevista de energía 2009-2017.
Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio
de Energía y Minas, 2010, p. 11. Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR
OCHURE%20electricidad%202009.pdf.
La interconexión con Ecuador tiene ya implementado un enlace de
transmisión de 220 kW, entre Tumbes y Machala, con una capacidad limitada a
160 MW y de operación asíncrona. Por diferencias regulatorias vigentes en ambos
países, el enlace aún no ha operado de manera continua. Dada la dificultad de
acceso y el poco desarrollo de los sistemas eléctricos en la zona de frontera con
Colombia, el enlace con el Ecuador permitiría también un intercambio de energía
209
con Colombia, siempre y cuando se desarrollen adecuados dispositivos
regulatorios y operativos para los países.
Figura C3. Estimados de inversión en ampliaciones.
Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio
de Energía y Minas, 2010, p. 12. Recuperado de
http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR
OCHURE%20electricidad%202009.pdf.
La interconexión con Bolivia y Chile tiene un limitante técnico que es el
requerimiento de un convertidor asíncrono para el enlace, debido a la diferencia
de frecuencia.
C.3.4 El costo marginal y la tarifa en barra.
Según el Boletín Informativo de marzo de 2010 de la Dirección General de
Electricidad, el costo marginal promedio mensual del SEIN para marzo fue 11%
menor que el mes anterior, y llegó a 22,0 dólares por Megavatio-hora (2,2
210
cent$/kW.h), mientras que el correspondiente precio en barra fue similar al mes de
febrero 2009 con un valor de 31,3 dólares por Megavatio-hora (3,1 cent$/kW.h).
En la Figura 43, se observa el comportamiento mensual que mantienen los citados
indicadores. Asimismo, dicho costo marginal fue 12% menor al registrado en el
mismo periodo del año anterior que fue 24,9 dólares por Megavatio-hora (US$
2,49/kWh).
211
Figura C4. Evolución mensual del Costo Marginal y Precio de Barra de Energía Activa Mensual SEIN. Costo Equivalente Barra Santa Rosa.
Tomado de "Indicadores del Mercado Eléctrico," por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, 2010, p. 4.
212
Apéndice D
Matriz FODA
Matriz FODA
Fortalezas: F Debilidades: D
1. Atención de la demanda de transmisión eléctrica al 100% 1. Estructura oligopólica del mercado nacional
2. Buena gestión de los inversionistas privados en el sector 2. Alto costo de Inversión en el sector
3. Recursos Energéticos abastecen la demanda local 3. Presencia de altos niveles de corrosión en la líneas ubicadas en costa
4. Capacidad de las empresas del sector para invertir en el mercado de capitales 4. Poca capacidad de negociación (condiciones basadas en los contratos de concesión)
5. Buena situación financiera de las empresas del sector 5. Riesgo de muerte del personal de mantenimiento de redes
6. Rentabilidad segura a largo plazo del 15% anual 6. Competencia por captación de personal especializado en LLTT EAT
7. Alta especialización en el personal del sub sector
8. Contratos de concesión a 30 años
9. Facilidades de conseguir financiamiento
Oportunidades: O Estrategias: FO Estrategias: DO
1. Demanda de Energía de Países Vecinos (Brasil,
Ecuador y Colombia)
1. Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior (Brasil, Colombia, Chile, Bolivia y
Ecuador): F6, F8, O1,O6
1. Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de
transmisión para atender la demanda interna y externa: D 1, O1, O2, O5, O6
2. Grandes recursos hídricos, eólicos y
geotérmicos
2. Hacer estudios de nuevas fuentes de energía y su transmisión por la amazonia a Brasil: F3,
O2, O3y O5
2. Incentivar mayor especialización en el sub sector a través de convenios con los
institutos tecnológicos (Senati): D5, D6, O6 y O3
3. Estabilidad política y macroeconómica del país 3. Impulsar contratos de construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en
las zonas cercanas a los países demandantes de energía: F9, F1, O1
3. Brindar mayores incentivos tributarios a los proyectos de transmisión : D2, O1, O4
4. Estímulos tributarios para energía renovables
4. Mayores incentivos tributarios a la construcción de plantas de energía (hídricos y gas) F8,
O7, O2
4. Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de
energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un
sistema basado en la excelencia operativa: D5, O3 y O8
5. Ampliación del sistema eléctrico interconectado
nacional en los próximos años 5.
Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a
través de la aplicación de la tercerización de actividades que forman parte del negocio,
reglamentada por ley desde el año 2008: F2, O8
5. Implementar leyes que favorezcan la eficiencia de la industria como incentivar el uso
de tercerización en las actividades que no son del Giro del sector : D2, D3, D5, D6,
O8
6. Leyes que promueven la inversión de
transmisión eléctrica 6.
Promover estudios de factibilidad para interconectar las líneas con el resto de países
vecinos: F1, O2, O6
6 Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector: D2,O3,O7
7. Grado de inversión
8. La ley de tercerización
Amenazas: A Estrategias: FA Estrategias: DA
1. Falta de infraestructura a nivel nacional 1. Incentivar a la inversión de los nuevos proyectos hidroeléctrico en la Amazonía para la
exportación a Brasil lo cual traerá mejoras en infraestructura en las zonas aledañas:
F3,F6,F8,A1,A2,A5
1. Mejorar la política de seguridad de la infraestructura de transmisión incluyendo a las
comunidades aledañas a través de incentivos en los programas sociales de las
empresas del sector: D5,A2,A5
2. Riesgo de ataque terroristas a las líneas de
transmisión y a las subestaciones
2.
Disminuir el tiempo en trámites administrativos para la inversión en el sector : F5,F6,A4
2. Buscar nuevas fuentes de energía limpias para abastecer el consumo futuro:D2, A3,
A6
3. Riesgo de cambio climático en los próximos
años como sequía (Hidroeléctricas)
3. Preparar planes de contingencia frente a cambios climático (diversificación de la matriz
energética) F5,A3
3 Incentivar las estrategias de aventura conjunta con instituciones educativas de las
zonas aledañas en la formación de técnicos del sector: D5, D6, A3,A5, A6
4. Demora en trámites administrativos del estado
que afecta a la inversión
4. Incentivar la responsabilidad social con las comunidades y medio ambiente afectadas por las
redes de transmisión. F2, F5, A5,A7
4. Dar leyes que incentiven la participación de mayores operadores del sub sector
D1,D2,A1,A4
5. Demanda y oposición social frente a los
proyectos
6. Aumento de las exigencias medio ambientales
7. Servidumbres ocupadas que afectan la
operación y el mantenimiento
213
Apéndice E
Elaboración de Matriz PEYEA
Figura E1. Datos para elaborar la Matriz PEYEA 1/2.
Factores Determinantes de la Estabilidad del Entorno (EE)
0 1 2 3 4 5 6
1. Cambios Tecnológicos Muchos 5 Pocos
2. Tasa de inflación Alta 5 Baja
3. Variabilidad de la demanda Grande 4 Pequeña
4. Variabilidad de los Impuestos Alta 5 Baja
5. Barreras de entrada al mercado Pocas 5 Muchos
6. Rivalidad / Presión competitiva Alta 5 Baja
7. Variabilidad de los precios Elasticidad 6 Inelástica
8. Impacto Ambiental Alta 3 Baja
Factores Críticos: PROMEDIO -6 = -1.25
Comentarios:
Factores Determinantes de la Fortaleza de la Industria (FI)
0 1 2 3 4 5 6
1. Potencial de crecimiento Bajo 4 Alto
2. Potencial de utilidades Bajo 5 Alto
3. Estabilidad financiera Baja 4 Alta
4. Conocimiento tecnológico Simple 4 Complejo
5. Utilización de recursos Ineficiente 4 Eficiente
6. Intensidad de capital Baja 5 Alta
7. Facilidad de entrada al mercado Fácil 5 Difícil
8. Alto nivel de gestión empresarial Baja 4 Alta
9. Poder de negociación con los proveedores Bajo 4 Alto
PROMEDIO = 4.333
Factores Críticos:
Comentarios:
Factores Determinantes de la Ventaja Competitiva (VC)
0 1 2 3 4 5 6
1. Participación de Mercado Pequeña 5 Grande
2. Capacidad Financiera Inferior 4 Superior
3. Gestión Empresarial Avanzado 4 Temprano
4. Rentabilidad Variable 5 Fijo
5. Mano de obra calificada Baja 3 Alta
6. Relación con la comunidad Baja 3 Alta
7. Crecimiento industrial minero Bajo 4 Alto
8. Uso alta tecnología Baja 5 Alta
9. Incentivos a la inversión Baja 4 Alta
PROMEDIO -6 = -1.89
Factores Críticos:
Comentarios:
Factores Determinantes de la Fortaleza de la Financiera (FF)
0 1 2 3 4 5 6
1. Retorno de la Inversión Bajo 1 Alto
2. Apalancamiento Desbalanceado 4 Balanceado
3. Liquidez Desbalanceado 3 Sólido
4. Capital requerido versus capital disponible Alto 2 Bajo
5. Flujo de caja Bajo 1 Alto
6. Costo Capital Promedio Ponderado (WACC) Bajo 2 Alto
7. Riesgo involucrado al negocio Alto 3 Bajo
8. Tasa interna de retorno (TIR) Lento 1 Rápido
9. Valor Actual Neto (VAN) Bajas 1 Altas
PROMEDIO = 2
Factores Críticos:
Comentarios:
Posición Estratégica y Evaluación de la Acción
214
Finalmente la matriz PEYEA se halla graficando los valores obtenidos en
la Figura E2 y se complementa con la inclusión de la situación o posición
estratégica de los países vecinos del Perú que pudieran distraer la inversión en
transmisión.
Para ello se confecciona la siguiente tabla (Véase la Tabla E1), que
proviene de la información de los capítulos 7 y 8, en especial la contenida en las
Figuras 12, 16 y 18, así como la Tabla 17, con los cuales se intenta tener una
aproximación de la ubicación estratégica de los países más significativos que
pudieran ser destinos alternativos de los recursos que estuvieran disponibles para
invertir en el Perú.
También es posible apreciar la definición de cuatro sectores en los cuales
las inversión es posible. Por ello, se han definido los cuadrantes conservador y
competitivo en los que se puede invertir teniendo los cuidados necesarios y en el
cuadrante defensivo, no es recomendable invertir ante posibles intervenciones o
medidas populistas de los gobiernos de turno, a diferencia del escenario agresivo
en los cuales las condiciones para nuevos mercados son auspiciosas y de seguro
habrá más de un competidor para atender el tema.
Tabla E1
Ubicación en la Matriz PEYEA de Algunos Países Sudamericanos
FF FI EE VC
Fortalezas
financieras
Fortaleza de la
industria
Estabilidad del
entorno Ventaja Competitiva
Ubicación en la
PEYEA
Deuda Imp / RIN
(Figura 16)
Proy PBI 2011.
(Tabla 17)
Inflación Prom.
(Figura 12) (Figura 18) X Y
Argentina 14.4 3 3 3 6.9 -7 118 -7 -4.49 -4.03
Brasil 25.55 5 4.1 4 4.4 -4 129 -8 -4.09 0.65
Chile 19.5 4 6 6 1.1 -1 49 -3 2.89 2.74
Colombia 17.95 4 4 4 4 -4 37 -2 1.65 -0.45
Venezuela 10.15 2 0.4 0 32 -32 178 -11 -10.90 -29.84
Perú 13.95 3 6 6 2 -2 56 -4 2.44 0.75
Valor Máx /reparto
30.5 6 6 6 6.03 -6 94.5 -6
215
Figura E2. Datos para elaborar la Matriz PEYEA 2/2.
1. Retorno de la Inversión 1.00 1. Cambios Tecnológicos -5.00
2. Apalancamiento 4.00 2. Tasa de inflación -5.00
3. Liquidez 3.00 3. Variabilidad de la demanda -4.00
4. Capital requerido versus capital disponible 2.00 4. Variabilidad de los Impuestos -5.00
5. Flujo de caja 1.00 5. Barreras de entrada al mercado -5.00
6. Costo Capital Promedio Ponderado (WACC) 2.00 6. Rivalidad / Presión competitiva -5.00
7. Riesgo involucrado al negocio 3.00 7. Variabilidad de los precios -6.00
8. Tasa interna de retorno (TIR) 1.00 8. Impacto Ambiental -3.00
9. Valor Actual Neto (VAN) 1.00
2.00 -1.25
1. Participación de Mercado -5.00 1. Potencial de crecimiento 4.00
2. Capacidad Financiera -4.00 2. Potencial de utilidades 5.00
3. Gestión Empresarial -4.00 3. Estabilidad financiera 4.00
4. Rentabilidad -5.00 4. Conocimiento tecnológico 4.00
5. Mano de obra calificada -3.00 5. Utilización de recursos 4.00
6. Relación con la comunidad -3.00 6. Intensidad de capital 5.00
7. Crecimiento industrial minero -4.00 7. Facilidad de entrada al mercado 5.00
8. Uso alta tecnología -5.00 8. Alto nivel de gestión empresarial 4.00
9. Incentivos a la inversión -4.00 9. Poder de negociación con los proveedores 4.00
-1.89 4.33
Eje X= 2.44
Eje Y= 0.75
Fortalezas financieras (FF) Estabilidad del entorno (EE)
Ventajas competitivas (VC) Fortaleza de la industria (FI)
Matriz de Posición Estratégica y la Evaluación de la Acción (PEYEA)
del Sector de Transmisión Eléctrica
Posición estratégica interna Posición estratégica externa
Conclusión:
Muy buena estabiliad del entorno es muy estable
Buena ventaja competitivaBaja fortaleza f inancieraMuy buena fortaleza de la industria
De acuerdo a la f igura el sector debe explotar su posición favorable, atraves de estrategia generica de liderazgo en costos, desarrollo de mercados y mejora en efeciencia
216
Apéndice F
Ratios de Performance de Calidad del Sector Transmisión
El contenido de este apartado ha sido compilado del documento Estadística de
Supervisión. Resolución OSINERG 091-2006-OS/CD elaborado por
OSINERGMIN en 2009 según el procedimiento de Supervisión y Fiscalización
del Performance de los Sistemas de Transmisión.
Tabla F1
Desconexiones de Transmisión 2005 - 2008
Desconexiones en líneas de transmisión de 220 kW
Periodo Nº Desconexiones Duración (hrs) Sem 1-2005 30 13.15
Sem 2-2005 11 18.05
Sem 1-2006 14 8.1
Sem 2-2006 20 106.54
Sem 1-2007 17 35.53
Sem 2-2007 28 113.01
Sem 1-2008 11 3.74
Sem 2-2008 18 11.52
Sem 1-2009 13 27.87
Nota. Tomado de "Desconexiones en Líneas de Transmisión de 220 kW," por el Organismo Supervisor de
Inversión en Energía (OSINERGMIN), 2009. Recuperado de
http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/PERFORMANCE%20TRANSMISION.pdf
Figura F1. Estadística de actividad. Servidumbres de LT.
Tomado de "Desconexiones en Líneas de Transmisión de 220 kW," por el
Organismo Supervisor de Inversión en Energía, 2009. Recuperado de
http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/PERFORMANCE%20TRANS
MISION.pdf
217
El contenido de este apartado ha sido compilado del documento
Estadística de Supervisión. Resolución OSINERG 264-2005-OS/CD elaborado por
OSINERGMIN en 2010 según el procedimiento de supervisión de deficiencias en
líneas de transmisión y en zonas de servidumbre.
Figura F2. Número de vanos con construcciones.
Tomado de "Estadística en Servidumbres de Líneas de Transmisión," por el
Organismo Supervisor de Inversión en Energía, 2010. Recuperado
http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/Servidumbre%201er%20Sem%
202007.pdf 1Número de vanos con construcciones de REP, registrados en enero 2006 por
OSINERGMIN. 2Número de vanos con construcciones de REP, registrados en
enero 2007 por la Comisión creada mediante RM 324-2005-PCM. 3ZARES.
Zonas de Alto Riesgo Eléctrico en Servidumbres.
218
Figura F3. Número de construcciones que invaden fajas de servidumbre.
Tomado de "Estadística en Servidumbres de Líneas de Transmisión," por el
Organismo Supervisor de Inversión en Energía, 2010. Recuperado
http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/Servidumbre%201er%20Sem%
202007.pdf 4Número de construcciones en faja de servidumbre de REP, registrados en Enero
2006 por OSINERGMIN. 5Número de construcciones en faja de servidumbre de
REP, registradas en enero 2007 por la Comisión creada mediante RM 324-2005-
PCM.
219
Figura F4. Hora de proyectos eléctricos.
Tomado de "Hora de proyectos eléctricos," de Gastañaduí R., A., 2010, Sección Sectorial, El Comercio, p. b12-b13.
220
Figura F5. Integración energética en América Latina.
Tomado de "Integración energética un debate necesario," por Ministerio de Energía y Minas, 2010, Revista Energiminas, 4(2), pp. 6-15.
221
Figura F6. Mapa estratégico del sector de transmisión de energía hasta 2030.
Tomado de “Gerencia Estratégica: Teoría, Metodología, Lineamientos, Implementación y Mapas Estratégicos,” de Serna G., H., 2006, Bogotá, Colombia: 3R.
222
Apéndice G
Síntesis Informativa Energética de los Países de la Comisión de Integración
Eléctrica Regional (CIER) 2009
El contenido de este apartado ha sido compilado del documento que lleva el
nombre del título, elaborado por CIER en 2009. Este es una síntesis anual de los
datos energéticos más representativos de los países de la CIER: generación,
demanda, consumo, longitud de líneas, niveles de electrificación, interconexiones,
gasoductos y reservas de gas.
En la Tabla G1 podemos apreciar el monto exportado e importado de
energía entre los países de la región en el 2008, aspecto que facilita el ingreso del
país a un mercado ya desarrollado, por lo cual encontrar el camino normativo para
permitirlo será libre de obstáculos. En la Tabla G2 se aprecia que Chile y Brasil
tienen la mayor fortaleza como clientes pues tienen el sector industrial con mayor
consumo, complementario con el ritmo de su crecimiento en la Tabla G3.
Tabla G1
Intercambios de Energía - Año 2008
Exportador Total
Importaciones
Argentina Brasil Colombia Ecuador Paraguay Uruguay Venezuela
Imp
ort
ado
r
Argentina 1.277 - - 6.891 8 - 8.176
Brasil 1 - - 39.582 14 565 40.162
Chile 1.154 - - - - - - 1.154
Colombia - - 38 - - 4 42
Ecuador - - 500 - - - 500
Uruguay 834 129 - - - 963
Venezuela - - 102 - - - 102
Total Exp 1.989 1.406 602 38 46.473 22 569 51.099
Nota. Valores en GWh. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de
CIER, 2009, p. 7, Montevideo, Uruguay: Autor.
223
Tabla G2
Energía Eléctrica Consumida Según Sectores Finales – Año 2008
País C. Res. C. Ind. C. Comerc. Alumb.
Púb y otro
Total
Facturado
Consumo
propio
Pérdidas por
redes
Argentina 30.400 34.881 17.901 9.199 92.381 6.714 15.520
Bolivia 1.804 1.276 870 389 4.339 s/d
Brasil 94.462 167.776 61.417 55.808 379.463 77.833
Chile 8.749 33.333 6.198 1.864 50.144 1.623 5.081
Colombia 18.322 13.861 10.077 58 42.318 1.708 7.172
Ecuador 4.384 3.880 2.437 1.830 12.531 599 3.561
Paraguay 2.473 1.536 1.136 841 5.986 1 2.902
Perú 6.357 15.437 4.495 675 26.964 513 3.097
Uruguay 2.837 1.809 1.435 990 7.071 135 1.611
Venezuela s/d s/d s/d s/d s/d s/d s/d
Nota. Niveles en población y en viviendas; suministradores de servicio público; cantidades en GWh. Tomado
de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, 2009, p. 10, Montevideo,
Uruguay: Autor.
Tabla G3
Evolución de Potencia y Energía entre 1980 y 2008
PAIS 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2008 %
Crecimiento
2000-2008
Argentina
GWh 35.875 38.870 45.303 62.809 88.965 106.523 121.978 37
kWh/hab 1.280 1.360 1.459 1.882 2.438 2.871 3.225 32
MW 10.079 13.476 14.966 18.511 26.357 28.292 30.841 17
Bolivia
MW 392 470 525 709 1.325 1.379 1.503 13
GWh 1.253 1.429 1.901 2.792 3.884 4.908 6.238 61
kWh/hab 228 222 284 378 468 521 622 33
Brasil
MW 28.524 40.515 49.603 55.497 67.713 92.865 102.771 52
GWh 129.181 178.247 211.328 261.060 324.936 405.100 459.840 42
kWh/hab 1.076 1.336 1.554 1.886 2.142 2.402 2.598 21
Chile
MW 2.195 3.084 3.372 5.275 10.371 12.363 13.673 32
GWh 8.658 16.902 13.851 25.106 41.269 52.479 59.704 45
kWh/hab 773 896 1.051 1.763 2.748 3.358 3.630 32
Colombia
MW 4.475 6.349 8.312 10.156 12.581 13.348 13.868 10
GWh 21.454 25.734 33.877 41.908 42.296 50.430 55.378 31
kWh/hab 774 925 1.058 1.088 983 1.058 1.233 25
Ecuador
MW 862 1.623 1.717 2.465 3.348 3.567 4.556 36
GWh 3.090 4.524 6.361 8.405 10.606 13.404 18.608 75
kWh/hab 370 484 589 734 839 1.147 1.381 65
Paraguay
MW 273 1.324 6.178 6.933 8.166 8.116 8.816 8
GWh 700 3.999 27.158 41.607 53.210 51.047 55.362 4
kWh/hab 221 374 641 890 1.044 1.212 1.414 35
Perú MW 2.037 2.519 2.842 3.196 6.070 6.200 7.158 18
224
GWh 6.795 8.380 9.558 13.080 19.923 25.510 32.443 63
kWh/hab 396 426 444 558 776 937 1.126 45
Uruguay
MW 795 1.881 1.909 2.108 2.115 2.030 2.497 18
GWh 3.279 6.517 7.244 6.252 7.365 7.566 8.013 9
kWh/hab 1.145 1.317 1.521 1.934 2.386 2.518 2.686 13
Venezuela
MW 7.807 12.453 18.014 18.161 21.233 22.910 23.154 9
GWh 33.426 37.988 56.196 70.672 89.488 110.370 119.297 33
kWh/hab 2.248 2.194 2.837 3.226 3.697 4.133 4.254 15
Región
CIER
MW 57.439 83.694 107.438 123.011 159.279 191.070 208.837 31
GWh 243.711 322.590 412.777 533.691 681.942 827.337 936.861 37
kWh/hab 1.020 1.195 1.396 1.780 1.959 2.232 2.446 25
Nota. MW = potencia de generación instalada; GWh = energía generada; kWh/hab = energía consumida por
habitante. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, 2009, p. 10,
Montevideo, Uruguay: Autor.
225
Tabla G4
Precio de la Electricidad a Consumidores Finales
Clientes
CLIENTES
Clientes
Residenciales Industriales Comerciales
Carga máxima Min. Admitida 7.7 30 10,000 10 200
Energía (kWh /
mes)
200 1600 5000 5,000,000 2000 50000
Empresa / Zona
de concesión
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
ARGENTINA 1 $US = 3,4588 $m/n
EDELAP, La
Plata
24 29 34 71 87 102 62 67 84 34 36 46 58 63 78 41 45 56
EDENOR, Cap.
Fed
24 26 31 71 76 91 63 67 84 34 36 45 59 63 78 42 44 56
EDESUR, Cap
Fed
24 26 31 72 77 92 64 68 85 34 36 45 59 63 79 42 45 56
EPESF,Santa Fe 74 79 94 115 122 146 84 90 113 36 39 48 92 98 122 51 55 69
BOLIVIA 1 $US = 6,97 $m/n
CRE, Area Integ 72 76 87 72 75 86 58 61 70 46 48 55 136 143 163 90 95 109
ELFEC, Cbba 80 84 96 88 93 106 55 58 66 40 42 48 111 117 134 84 89 101
BRASIL 1 $US = 2,3335 $m/n
CEEE-D, 137 146 192 132 140 187 132 139 168 81 85 103 133 141 188 112 119 158
CEMIG, M.
Gerais
154 171 244 154 171 244 151 161 188 109 117 137 151 161 188 180 192 225
COPEL, Paraná 120 120 171 113 113 164 105 105 162 65 65 100 106 106 156 93 93 137
CHILE 1 $US = 641,2749 $m/n
CGE Dist
Rancagua
187 187 223 180 180 214 162 162 193 124 124 148 202 202 240 156 156 185
CHILECTRA,
Santiago
174 174 207 190 190 227 157 157 186 129 129 153 151 151 179 152 152 181
CONAFE, V. del
mar
162 162 192 155 155 185 168 168 200 95 95 113 157 157 187 133 133 158
COLOMBIA 1 $US = 2.243,7 $m/n
CODENSA,
Bogotá
126 126 126 126 126 126 151 151 151 115 115 115 151 151 151 125 125 125
EPM, Medellín 120 120 120 120 120 120 144 144 144 72 72 72 144 144 144 120 120 120
ESSA, Santander 148 148 148 148 148 148 178 178 178 98 98 98 178 178 178 148 148 148
COSTA RICA 1 $US = 550,08 $m/n
CNFL, San José 82 82 82 131 131 137 170 170 192 s/d s/d s/d 144 144 163 198 198 224
ICE, Nacional 107 107 107 221 221 232 227 227 257 104 104 117 197 197 223 215 215 243
ECUADOR 1 $US = 1,0 $m/n
CENTROSUR
Azuay,
112 112 112 117 117 117 78 78 78 64 64 64 97 97 97 92 92 92
EEASA, Ambato 118 118 118 125 125 125 126 126 126 62 62 62 109 109 109 83 83 83
EEQSA,
Pichincha
86 86 86 94 94 94 99 99 99 60 60 60 88 88 88 79 79 79
EL SALVADOR 1 $US = 1,0 $m/n
AES CLESA,
Occ
201 201 227 203 203 230 277 277 313 s/d s/d s/d 189 189 214 184 184 208
CAESS, Central 182 206 186 186 210 232 232 263 s/d s/d s/d 182 182 206 161 161 182
DELSUR, El
Salvador
ador 155 155 175 158 158 178 250 250 283 s/d s/d s/d 140 140 158 143 143
PARAGUAY 1 $US = 4.850 $m/n
ANDE, Nacional 70 70 77 74 74 81 59 59 65 26 26 28 79 79 87 57 57 62
PERU 1 $US = 2,98 $m/n
ELSE, Cusco 148 148 176 139 139 166 175 175 208 s/d s/d s/d 137 137 164 91 91 108
ELSM, Ica 133 133 158 126 126 150 162 162 192 s/d s/d s/d 124 124 148 79 79 94
LUZ, Lima 116 116 138 110 110 131 133 133 158 62 62 73 109 109 129 78 78 93
226
Clientes
CLIENTES
Clientes
Residenciales Industriales Comerciales
Carga máxima Min. Admitida 7.7 30 10,000 10 200
Energía (kWh /
mes)
200 1600 5000 5,000,000 2000 50000
Empresa / Zona
de concesión
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
Sin
Imp.
C/Im
p.
SinIV
A
C/Im
p.
ConI
VA
RÉP.
DOMINICANA
1 U$S= 35,26 $m/n
EDE Este Reg.
Este
104 104 104 208 208 208 229 229 229 171 171 171 233 233 233 257 257 257
URUGUAY 1 $US = 21,41 $m/n
UTE, Nacional 145 145 177 122 122 148 117 117 143 58 58 71 115 115 140 87 87 106
VENEZUELA 1 $US = 2,15 $m/n
CADAFE,
nacional
31 31 31 57 57 57 48 48 52 20 20 22 46 46 50 34 34 37
EDC, Distrito
Capital
44 44 44 68 68 68 52 52 56 34 34 37 60 60 66 44 44 48
ENELVEN,
Zulia
43 43 43 33 33 33 42 42 46 22 22 24 38 38 42 29 29 32
Nota. Consumos típicos en kW (potencia) y kWh/mes (energía). Valores en U$S/MWh sin impuestos, con impuestos
excepto IVA y con impuestos incluido el IVA, vigentes al 2/1/2009. s/d = sin datos. Dado que son clientes en AT, varias empresas no disponen de clientes con estas características.
Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, 2009, p. 11, Montevideo, Uruguay: Autor.
Tabla G5
Longitud de Líneas de Alta Tensión y Potencia de Transformadores - Año 2008
Tensión Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Venezuela
100-150 kW 14.350 669 56.080 4.210 10.040 2.694 - 3.636 3.554 311
MVA s/d s/d s/d s/d 11.035 1.666 - 6.304 2.963 s/d
151-245 kW 1.403 1.545 36.445 10.899 11.674 2.912 3.551 5.711 11 5.794
MVA s/d s/d s/d s/d 13.187 2.420 2.642 14.811 70 s/d
246-480 kW 1.116 - 16.107 408 - - - - - 3.606
MVA s/d - s/d s/d - - - - - s/d
> 480 kW 10.964 - 32.972 1.010 2.399 - 16 - 771 2083
MVA s/d - s/d s/d 7.170 - 1.500 - 1.800 s/d
C. Continua - - 1.612 - - - - - - -
MVA - - s/d - - - - - - -
Nota. Valores en kilómetros. Argentina: incluye transportistas independientes, Internacionales y Salto Grande (lado argentino). Bolivia: datos correspondientes al STI (Sistema Troncal de Interconexión).
Venezuela: datos correspondientes a la Red Troncal de Transmisión. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, 2009, p. 6, Montevideo, Uruguay: Autor.
227
En las Tablas G4 y G5 podemos apreciar las tarifas de los consumidores aspecto
que servirá para tener una idea firma de los flujos de efectivo al decidir las
ampliaciones, así como las estructuras de transmisión y tensión existentes., En las
Figuras G1 y G2 se aprecia la ubicación de las interconexiones y de las estructuras de
transmisión de gas servirán de sustento para la prospección de la matriz de perfil
comparativo del sector transmisión en el Perú respecto a sus pares.
Figura G1. Centrales e interconexiones internacionales.
Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER,
p. 10, 2009, Montevideo, Uruguay: Autor.
228
Figura G2. Red de gasoductos.
Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER,
p. 12, 2009, Montevideo, Uruguay: Autor.
