Características del sector eléctrico peruano

El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES - SINAC) reportó que en el año 2014 la demanda de energía en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) fue de 41,796 GWh. Dicha cifra supera en 5.4 % a la de 2013, que registró una demanda de 39,669 GWh. En cuanto a la potencia, la máxima demanda fue de 5,737.3 MW, 2.9 % superior a la de 2013, que fue 5,575.2 MW.

La potencia efectiva de las unidades generadoras en el SEIN totalizó  8674 MW en 2014; el 45.8 % corresponde a centrales termoeléctricas que utilizan gas natural, el 38.0 % a centrales hidroeléctricas, el 0.9 % a centrales solares, 1.7% a centrales eólicas y el 0.5% a centrales a biomasa. El resto del parque generador (13.0%) opera con otros combustibles, como carbón, biodiesel 2 y petróleos residuales. Comparado con el 2013, el porcentaje de centrales que operan con estos tipos de combustibles disminuyó debido al aumento de la participación relativa de las centrales que operan con gas natural y al retiro de operación comercial de varias unidades de la empresa DukeEnergy en el 2014.

Gráfico 2

Durante el 2014, se incorporaron nuevas instalaciones de generación al SEIN con la puesta en operación comercial de las siguientes centrales:

• Central Hidroeléctrica Huanza (96.76 MW), propiedad de Empresa de Generación Huanza.
• Centrales hidroeléctricas Runatullo II y III (20 MW cada una), propiedad de Empresa de Generación Eléctrica de Junín S.A.C.
• Central Térmica Fénix (570.10 MW), propiedad de Fénix Power Perú (AEI).
• Parque Eólico de Marcona (32 MW), propiedad de Empresa Parque EólicoMarcona S.C.R.L (Consorcio Cobra Perú S.A.).
• Centrales Eólicas de Cupisnique y Talara (83.15 MW y 30 MW respectivamente), ambas propiedad de Energía Eólica S.A.

Asimismo, durante el 2014 se mantuvo en vigencia el Decreto de Urgencia Nº 049-2008, “Decreto de Urgencia que Asegura Continuidad en la Prestación del Servicio Eléctrico” publicado el 18 de diciembre de 2008, cuya vigencia fue inicialmente extendida hasta el 31 de diciembre de 2013 mediante el Decreto de Urgencia Nº 079-2010. Mediante Ley Nº 30115 por segunda vez se extiende su vigencia hasta el 31 de diciembre de 2016. El referido decreto modifica el marco normativo del sector, resaltando los siguientes cambios:

• Los costos marginales de corto plazo se determinan bajo dos supuestos: que no existen restricciones en las capacidades de transporte de gas natural ni de transmisión eléctrica, y que se fija un valor administrativo límite (igual a S/. 313,5/MWh) para el costo marginal. Ambas medidas dan como resultado un precio artificialmente bajo para las transacciones en el mercado de corto plazo, conocido como mercado Spot.
• Para cubrir los costos de operación de las unidades que no marginen debido a la metodología anterior, se crean cargos adicionales que se incorporan en el peaje por conexión al sistema principal. Debido a ello, los costos son trasladados a los consumidores finales.
• Los retiros que efectúen las empresas distribuidoras se asignan sin respaldo contractual, en función de los saldos positivos de energía firme eficiente anual de las empresas de generación. Los costos adicionales en los que incurran las compañías de generación para atender dichos retiros se incorporan en el peaje por conexión al sistema principal, con lo cual los costos son asignados a la demanda. Cabe destacar que durante el año 2014 no se asignó demanda sin contrato a Statkraft Perú S.A.

Bajo estas condiciones, el costo marginal promedio del año 2014 fue de US$ 24.07/MWh, inferior en 4.4 % al del año 2013, que registró US$ 25.18 /MWh. El promedio mensual más alto del costo marginal de 2014 se registró en el mes de marzo, siendo este de US$ 34.31/MWh.

Durante el año 2014 se aplicó la Resolución Directoral Nº 004-2014-ANA-DEPHM de la Dirección de Estudios de Proyectos Hidráulicos Multisectoriales de la Autoridad Nacional del Agua (ANA), que prorrogó por 2 años adicionales la vigencia de la Resolución Directoral Nº 004-2013-ANA-DEPHM. A través de la misma, se aprobaron las cotas máximas y mínimas que deben mantenerse en el lago Junín. La cota máxima establecida fue de 13,419 psnm, equivalente a un volumen útil de 314.74 Hm3.