Unidad 03 - 1 Situacion Actual del Sistema Electrico Peruano ok.ppt

Maestría en Ciencias de la Ingeniería Mecánica Eléctrica
Curso: Análisis del Sistema Eléctrico Peruano
Curso: Análisis de Sector Eléctrico Peruano
Unidad: 03
Tema: Situación Actual del Sector Eléctrico
Peruano
1

La industria de la electricidad,
un bien o servicio
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un bien o servicio
Características de los servicios:
Intangibles: No se pueden ver, ni tocar.
Indivisibles: Aunque se pueden comprar paquetes de
servicios por separado, hay una unidad mínima
indivisible.
Heterogéneos: Son muy diversos y variados. Servicios
relacionados con la consultoría, la banca, la contabilidad,
hostelería u ocio.
No se pueden conservar: no se pueden almacenar los
servicios. La prestación del servicio y consumo son
simultáneos. Ejemplo, si un camarero nos atiende en un
restaurante (sector servicios), no podemos almacenar
ese servicio o guardarlo. 3

un bien o servicio
Características de la electricidad:
No se puede almacenar: Desde la perspectiva
económica, la electricidad no se puede
almacenar, por lo menos no a costos
razonables.
La electricidad se produce en el momento
que se demanda: Considerando que no
resulta factible su almacenamiento, su
producción debe realizarse en el momento que
se demande.
Es un commodity: Uno no recibe mejor o peor
electricidad, es indistinguible de la que recibe
nuestro vecino.
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El servicio publico de la electricidad
Bien público:
Es aquel que posee dos atributos.
No exclusividad, no se puede excluir a otros que disfruten de sus beneficios.
No rivalidad (indivisibilidad en el consumo), el uso individual de un bien público
no afecta el bienestar de otros usuarios. Paul Samuelson (1954), Bienes públicos vs. Bienes privados
Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) Nº 25844
Art. 2: “Constituyen Servicios Públicos de Electricidad
a) El suministro regular de energía eléctrica para uso colectivo o destinado al uso
colectivo, hasta los límites potencia que serán fijados por el reglamento; y,
b) La transmisión y distribución de electricidad.
El Servicio Público de Electricidad es de utilidad pública.” 5

Análisis Regulatorio de la Ley de
Concesiones Eléctricas
6

MARCO NORMATIVO, ORGANIZACIÓN
Marco Normativo General Regulatorio del Sub Sector Electricidad
7

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Análisis Regulatorio y Legal de la Ley de Concesiones Eléctricas y
Sus Modificatorias
– Las Concesiones y Autorizaciones
– La Organización de Actividades según la Ley
– Los Clientes Libre y Regulados
– El Rol Fiscalizador y Solucionador de Controversias
de Osinergmin
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El Acceso al Negocio Eléctrico
Las Concesiones y Autorizaciones
11

Ley de Concesiones Eléctricas (D.Ley 25844)
Tema: Las Concesiones y Autorizaciones
• Artículo 3.-
Se requiere concesión definitiva para el desarrollo de cada una de
las siguientes actividades:
La generación de energía eléctrica que utilice recursos hidráulicos,
con potencia instalada mayor de 500 KW;
La transmisión de energía eléctrica, cuando las instalaciones
afecten bienes del Estado y/o requieran la imposición de
servidumbre por parte de éste;
La distribución de energía eléctrica con carácter de Servicio Público
de Electricidad, cuando la demanda supere los 500 KW; y,
La generación de energía eléctrica con recursos Energéticos
Renovables conforme a la Ley de la materia, con potencia instalada
mayor de 500 KW.
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• Artículo 4.-
Se requiere autorización para desarrollar las actividades de generación
termoeléctrica, cuando la potencia instalada sea superior a 500 KW.
• Artículo 5.-
La generación de energía eléctrica de origen nuclear se normará por Ley
expresa.
• Artículo 6.-
Las concesiones y autorizaciones serán otorgadas por el Ministerio de
Energía y Minas, que establece para tal efecto un Registro Único de
Concesiones Eléctricas a nivel nacional, en el cual se inscriben las
concesiones otorgadas y las solicitudes en trámite presentadas ante el
Ministerio y los Gobiernos Regionales.
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• Artículo 7.-
Las actividades de generación, transmisión y distribución, que no
requieren de concesión ni autorización, pueden ser efectuadas
libremente cumpliendo las normas técnicas y disposiciones de
conservación del medio ambiente y del Patrimonio Cultural de la Nación.
El titular debe comunicar obligatoriamente al Ministerio de Energía y
Minas la información referente a la actividad eléctrica que desempeña,
según lo establecido en el Reglamento.
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• Artículo 22.-
La concesión definitiva y la autorización se otorgan por plazo indefinido
para el desarrollo de las actividades eléctricas.
El plazo de las concesiones definitivas que se otorgan coma resultado de
una licitación pública realizada por el Ministerio de Energía y Minas o la
entidad a que este encargue es el plazo fijado en la propia licitación,
siendo como máximo treinta años.
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• Artículo 23.-
Se puede otorgar concesión temporal para la ejecución de estudios de
factibilidad. Su otorgamiento permite utilizar bienes de uso público y el derecho
de obtener la imposición de servidumbre temporal. El titular asume la obligación
de realizar estudios de factibilidad relacionados con las actividades de generación
y transmisión; específicamente, la de realizar estudios de centrales de generación,
subestaciones o líneas de transmisión, cumpliendo un cronograma de estudios.
El plazo de vigencia de la concesión temporal es de dos (2) años, pudiendo
extenderse una (1) sola vez, a solicitud del titular, hasta por un (1) año adicional,
sólo cuando el cronograma de estudios no haya sido cumplido por razones de
fuerza mayor o caso fortuito.
La concesión temporal se otorga por Resolución Ministerial de Energía y Minas y
su plazo de vigencia se cuenta desde la fecha de publicación de la resolución de
otorgamiento.
Al vencimiento del plazo se extingue de pleno derecho.
La solicitud de concesión temporal, así como la de extensión del plazo, se sujetan
a los requisitos, condiciones y garantías establecidos en el Reglamento
correspondiente.
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• Artículo 24.-
La concesión definitiva permite utilizar bienes de uso público y el derecho
de obtener la imposición de servidumbres para la construcción y
operación de centrales de generación y obras conexas, subestaciones y
líneas de transmisión así como también de redes y subestaciones de
distribución para Servicio Público de Electricidad.
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• Artículo 25.-
La solicitud para la obtención de concesión definitiva, será presentada al
Ministerio de Energía y Minas, con los siguientes datos y requisitos:
a) Identificación y domicilio legal del solicitante.
b) Autorización del uso de recursos naturales de propiedad del Estado, cuando corresponda;
c) Memoria descriptiva y pianos completas del proyecto, con los estudios del proyecto a un nivel de
factibilidad, por lo menos;
d) Calendario de ejecución de obras, con la indicación del inicio y la puesta en operación comercial;
e) Presupuesto del proyecto;
f) Especificación de las servidumbres requeridas;
g) Delimitación de la zona de concesión en coordenadas UTM (WGS84) y contrato formal de suministro
de energía, en el caso de concesiones de distribución;
h) Resolución aprobatoria del Instrumento Ambiental;
i) Garantía de FieI Cumplimiento de ejecución de obras que señale el Reglamento;
j) Sustento verificable del compromiso de inversionistas para el aporte de capital con fines de la
ejecución de las obras, tratándose de concesión de generación;
k) Informe favorable emitido por una entidad Clasificadora de Riesgo calificada, respecto de la solvencia
financiera del solicitante, tratándose de concesión de generación;
I) Certificado de conformidad del Estudio de Pre-Operatividad emitido por el COES, cuando corresponda.
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• Artículo 26.-
Si dentro del término de quince (15) días hábiles, posteriores a la
última publicación del aviso de una solicitud de concesión
definitiva, se presentaran otras solicitudes para la misma
concesión, se seleccionará la solicitud que debe continuar con el
procedimiento de solicitud de concesión definitiva, de acuerdo con
el procedimiento de concurrencia establecido en el Reglamento.
En caso de existir dos (2) o más solicitantes que se encuentren en
la misma condición, únicamente estos podrán participar en el
procedimiento de concurrencia conforme al Reglamento.
• Artículo 27.-
Los procedimientos y condiciones aplicables a la tramitación de
oposiciones serán establecidos por el Reglamento.
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• Artículo 28.-
La solicitud de concesión que cumpla con los requisitos
establecidos en el artículo 25, debe resolverse en un plazo
máximo de sesenta días hábiles a partir de la fecha de su
presentación. En caso de concesiones definitivas para
generación que utilicen recursos hídricos, la solicitud debe
resolverse en un plazo máximo de ciento veinte días hábiles a
partir de la fecha de su presentación.
La presentación de los incidentes que se promuevan
suspenderá el plazo señalado en el presente artículo hasta
que queden resueltos.
La concesión definitiva será otorgada por Resolución
Ministerial de Energía y Minas o por el Gobierno Regional
cuando corresponda.
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• Artículo 29-
La concesión adquiere carácter contractual cuando el peticionario suscribe el
contrato correspondiente, el que debe elevarse a escritura pública en un plazo
máximo de sesenta días hábiles, contado a partir del día siguiente de la fecha de
publicación de la Resolución Ministerial. El titular está obligado a entregar al
Ministerio un testimonio de la escritura pública con la Constancia de inscripción
en el Registro de Concesiones para la Explotación de Servicios Públicos, dentro del
plazo de veinte (20) días hábiles desde la fecha de inscripción.
EI contrato deberá contener, cuando menos, el hombre y domicilio del
concesionario, derechos y obligaciones, condiciones, calendario de ejecución de
obras con la indicación del inicio y la puesta en operación comercial,
servidumbres, zonas de concesión cuando corresponda, causales de caducidad y
demás disposiciones de la presente Ley y del Reglamento que le sean aplicables.
El contrato de concesión definitiva recogerá las cláusulas pertinentes del contrato
de concesión que se suscribe como resultado de una licitación pública realizada
por el Ministerio de Energía y Minas o la entidad a que éste encargue. Las
modificaciones que se realicen en el contrato derivado de la licitación pública
deben ser incluidas en el contrato de concesión definitiva, en lo pertinente.
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• Artículo 30-
La actividad de distribución de Servicio Público de
Electricidad en una zona determinada, solo puede ser
desarrollada por un solo titular con carácter exclusivo.
La concesión de distribución no puede ser reducida sin
autorización del Ministerio de Energía y Minas.
El concesionario de distribución puede efectuar ampliaciones
de su zona de concesión. Para tal efecto, está obligado a
presentar al Ministerio de Energía y Minas, previamente, un
informe que señale la delimitación de la zona donde
efectuará la ampliación, acompañado del Calendario de
Ejecución de Obras y de la correspondiente garantía de fiel
cumplimiento que señale el Reglamento, así como del plano
de la nueva área delimitada con coordenadas UTM (WGS84).
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La Organización de Actividades
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Ley de Concesiones Eléctricas
(D.Ley 25844)
Tema: La Organización de Actividades
Generación Transmisión Sub-Transmisión
Sub-Transmisión
Distribución Media Tensión
Distribución Baja Tensión
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• Generación:
– Producción de electricidad por medio de centrales eléctricas que
transforman la energía primaria o secundaria en electricidad.
• Transmisión:
– Transporte de electricidad en niveles de Tensión que permiten un alto
Flujo de Electricidad. Inicia en la Muy Alta Tensión (500kV a 220 kV) y
termina hasta el inicio de la Media Tensión (menor 30 kV)
• Distribución:
– Transporte de electricidad desde la Media Tensión (menor a 30 kV)
hasta la puerta del Cliente.
• Comercialización:
– En el Perú, la actividad de comprar y vender Electricidad que está
restringida a los Generadores y Distribuidores.
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• Generación:
– El Generador tiene derecho a “vender” su energía a dos mercados:
• Mercado de Contratos y Mercado COES o SPOT.
• El Mercado del COES o Spot es de Inyección obligada por parte de los
Generadores según mandato del COES.
– En el Mercado de Contratos el Generador puede vender a Clientes
Libres y a Distribuidoras.
• Los Clientes Libres son aquellos que tienen una Capacidad Contratada o
Demanda mayor o igual a 2500 kilo Watts (kW) o 2.5 Mega Watts (MW).
• Los Clientes Regulados son aquellos cuya Demanda es menor a 200 kW.
• Los Clientes entre 200 y 2500 kW pueden elegir entre ser Clientes Libres o
Regulados.
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Las Transacciones de la Energía
Empresas de
Generación
Empresas de
Distribución
Empresa de
Transmisión
COES
Operación Económica
Transacciones a
Costo Marginal Corto Plazo
Cliente
Libre
L
PNG
+
Peajes de
Transmisión
+
Valor Agregado
de Distribución
(VAD)
R: Transacción regulada
L: Transacción libre (Sólo la Energía y Potencia a Nivel de la BRG)
PNG: Precio a Nivel Generación o BRG (Promedio de Barra y
Licitaciones)
Mercado
Libre
Cliente
Regulado
Mercado
Regulado
L
L
R
Tarifas
de Barra
O
Licitación
R
Peajes de Transmisión
R
Coordinación
Peajes de
Transmisión
R
Coordinación
Precio Libre
+
Peajes de
Transmisión
+
Valor Agregado
de Distribución
(VAD)
MD => 2500 kW
Elección MD => 200 kW
Elección MD < 2500 kW
MD < 200 kW
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Los Tipos de Clientes
(Regulados y Libres)
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Usuarios del SPE: LCE
Servicio Público de Electricidad (SPE)
• Artículo 2.-
Constituyen Servicios Públicos de Electricidad:
El suministro regular de energía eléctrica para uso colectivo o
destinado al uso colectivo, hasta los límites de potencia
fijados por el Reglamento; y,
La transmisión y distribución de electricidad.
El Servicio Público de Electricidad es de utilidad pública.
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Usuarios Libres: LCE
Régimen de Libertad de Precios
• Artículo 8.-
La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros
que puedan efectuarse en condiciones de competencia y un sistema de
precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo
requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios
contenidos en el Título V de la presente Ley.
Los contratos de venta de energía y de potencia de los suministros que se
efectúan en el régimen de Libertad de Precios deberán considerar
obligatoriamente la separación de los precios de generación acordados a
nivel de la barra de referencia de generación y las tarifas de transmisión y
distribución, de forma tal de permitir la comparación a que se refiere el
Artículo 53 de la ley.
Dichos contratos serán de dominio público y puestos a disposición del
Osinergmin en un plazo máximo de 15 (quince) días de suscritos. El
incumplimiento de lo dispuesto será sancionado con multa.
El Ministerio de Energía y Minas mediante Decreto Supremo definirá los
criterios mínimos a considerar en los contratos sujetos al régimen de
libertad de precios, así como los requisitos y condiciones para que dichos
contratos sean considerados dentro del procedimiento de comparación
establecido en el Artículo 53 de la ley.
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La Garantía Tarifaria: Ley 28832
Usuarios Libres
PRIMERA COMPLEMENTARIA.- Nueva opción para Usuarios
Libres
o Los Usuarios con una máxima demanda anual comprendida
dentro del rango que se establezca en el Reglamento podrán
acogerse, a su elección, a la condición de Usuario Libre o
Usuario Regulado.
o El cambio de condición requerirá un preaviso con anticipación
no menor a un (1) año, según los términos que establezca el
Reglamento.
o En caso de que el Usuario cambie de condición deberá
mantener esta nueva condición por un plazo no menor de tres
(3) años.
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Usuarios Libres:
Reglamento de Usuarios Libres (DS 022-2009-EM)
• Artículo 2 del DS 022-2009-EM.- Modificación de los artículos 2 y
129 del Reglamento de la Ley de Concesiones
Modifíquense los artículos 2 y 129 del Reglamento de Ley de
Concesiones Eléctricas, aprobado mediante Decreto Supremo Nº
009-93-EM, de acuerdo a lo siguiente:
Artículo 2.- El límite de potencia para los suministros sujetos al régimen
de regulación de precios es fijado en 200 kW.
Aquellos usuarios cuya demanda se ubique dentro del rango de potencia
establecido en el Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad, tienen
derecho a optar entre la condición de Usuario Regulado o Usuario Libre,
conforme a lo establecido en la Ley Nº 28832 y en el Reglamento de
Usuarios Libres de Electricidad.
En los Sistemas Aislados, todos los suministros están sujetos a regulación
de precios.
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Usuarios Libres:
• Artículo 3.- Rango de Máxima Demanda
3.1 En concordancia con el artículo 2 del RLCE, los Usuarios cuya máxima demanda
anual de cada punto de suministro sea igual o menor a 200 kW, tienen la condición de
Usuario Regulado.
3.2 Los Usuarios cuya máxima demanda anual de cada punto de suministro sea mayor
de 200 kW, hasta 2500 kW, tienen derecho a elegir entre la condición de Usuario
Regulado o de Usuario Libre, cumpliendo los requisitos y condiciones establecidos en
el Reglamento.
Los Usuarios Regulados cuya máxima demanda mensual supere los 2500 kW,
mantendrán dicha condición por el plazo de un (1) año, contado a partir del mes en
que superó dicho tope, salvo acuerdo entre partes.
3.3 Los Usuarios cuya máxima demanda anual de cada punto de suministro sea mayor
a 2500 kW, tienen la condición de Usuarios Libres, a excepción de lo señalado en el
numeral anterior.
33

Usuarios Libres:
• Artículo 4.- Requisitos y condiciones
El cambio de condición sólo puede ser efectuado a solicitud expresa del Usuario
manifestada por escrito. El cambio de condición se hará efectivo en la fecha
señalada por el Usuario una vez cumplidos los siguientes requisitos:
4.1 El Usuario comunicará por escrito a su Suministrador actual, con copia a su
Suministrador futuro, de ser el caso, su voluntad de cambiar de condición, con
una anticipación no menor a un (01) año a la fecha que señale para que se haga
efectivo el cambio de condición.
4.2 El cambio de condición no se hará efectivo mientras el Usuario tenga deudas
vencidas con su actual Suministrador.
4.3 El Usuario deberá contar con los equipos de medición, protección y limitación
de potencia adecuados para que el cambio de condición se produzca
efectivamente.
4.4 El Usuario tiene la obligación de permanecer en la nueva condición durante un
plazo mínimo de tres (03) años.
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Usuarios Libres:
• Artículo 5.- Compra de Electricidad en el Mercado Libre
El Usuario Libre puede comprar electricidad a uno o más Suministradores
a la vez.
La Compra en Bloque se sujeta a las normas del presente Reglamento.
Las compras de energía y potencia que los Usuarios Libres efectúen en el
Mercado de Corto Plazo, se rigen por el correspondiente reglamento.
Los Usuarios Libres pueden tener uno o más Puntos de Suministro.
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Usuarios Libres:
• Artículo 6.- Aspectos Generales de Contratación
Los contratos de suministro deberán considerar que la responsabilidad del Suministrador ante el Usuario Libre
abarca hasta los Puntos de Suministro. Todo contrato será remitido por el Suministrador al OSINERGMIN dentro
de un plazo no mayor de quince (15) días de haber sido suscrito. Dichos contratos de suministro son de dominio
público y deberán considerar, como mínimo, los siguientes aspectos:
Los precios de energía y potencia a ser trasferidos se negocian en la Barra de Referencia de Generación
correspondiente al Punto o Puntos de Suministro del Usuario Libre. Los cargos correspondientes a las redes de
transmisión y distribución son los regulados por OSINERGMIN.
Para efectos de establecer la Barra de Referencia de Generación correspondiente al Punto de Suministro del
Usuario Libre, se debe utilizar la subestación o Barra Base donde el OSINERGMIN publica los Precios en Barra que,
en conjunto con los sistemas de transmisión correspondientes, permita minimizar el costo medio de
abastecimiento para dicho Usuario.
Los Contratos y las facturas correspondientes deberán considerar obligatoriamente, la separación de los precios
para cada uno de los conceptos involucrados en la prestación del suministro, tales como: precios negociados a
nivel de la Barra de Referencia de Generación y los cargos regulados de la transmisión principal o garantizada, de
la transmisión secundaria o complementaria, de la red de distribución por nivel de tensión, de la comercialización
y demás cargos que resulten aplicables.
Descripción de las fórmulas y variables de actualización de fácil constatación y entendimiento por parte del
Usuario Libre.
Descripción de las condiciones de calidad en que se brindará el servicio, las mismas que no podrán ser inferiores
a las establecidas en la NTCSE, salvo que el Usuario Libre plantee de manera expresa lo contrario a cambio de
alguna otra condición especial que le favorezca. La cadena de pagos será establecida por acuerdo de partes en el
contrato.
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Usuarios Libres:
• Artículo 7.- Red de Transmisión y/o Distribución
Las tarifas y compensaciones por el uso de las instalaciones
de transmisión y/o distribución, son reguladas por el
OSINERGMIN de acuerdo a lo señalado en la LCE y normas
reglamentarias, y no están sujetos a la libre negociación de
las partes.
Los titulares de las instalaciones de transmisión y distribución
no están facultados a facturar directamente al Usuario Libre
por el uso de sus instalaciones. Los correspondientes cargos
serán facturados al Suministrador, con excepción en los casos
que existan contratos previos o de los contratos previstos en
el literal c) del numeral 27.2 del artículo 27 de la Ley 28832.
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Usuarios Libres:
• Artículo 8.- Corte y Reconexión
El Suministrador deberá convenir con el Transmisor y/o el
Distribuidor por cuyas redes se abastece físicamente al
Usuario Libre, las condiciones y procedimientos de corte y
reconexión del suministro. Las responsabilidades derivadas
de tales hechos corresponden exclusivamente al
Suministrador.
• Artículo 9.- Facturación
La factura emitida por el Suministrador deberá contener de
manera desagregada cada uno de los rubros. Asimismo,
deberá acompañar el detalle necesario que permita
identificar, separadamente, el cargo y compensación por
los servicios de transporte y/o distribución.
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El Rol de Osinergmin
(Regulador, Fiscalizador y
Solucionador de Controversias)
39

Rol de Osinergmin:
Reglamento de Osinergmin (DS 054-2001-PCM)
• Artículo 1.- Competencia de OSINERG
Osinergmin tiene competencia para supervisar y fiscalizar a las ENTIDADES del SECTOR
ENERGIA velando por la calidad, seguridad y eficiencia del servicio y/o productos brindados
a los usuarios en general y cautelando la adecuada conservación del medio ambiente.
Fiscaliza y supervisa el cumplimiento de las disposiciones técnicas y legales del subsector
electricidad, referidas a la seguridad y riesgos eléctricos, por parte de empresas de otros
sectores, así como de toda persona natural o jurídica de derecho público o privado.
Asimismo, Osinergmin regula las tarifas y fija los distintos precios regulados del servicio
eléctrico, las tarifas del servicio de transporte de hidrocarburos por ductos y las de
distribución de gas natural por red de ductos.
Osinergmin ejercerá las atribuciones y funciones asignadas en el presente Reglamento, en
concordancia y con estricta sujeción a las disposiciones establecidas en las normas legales
referidas al SECTOR ENERGÍA.
De conformidad con lo establecido en el numeral 3.2 del Art. 3 de la LEY, queda entendido
que dicha ley y el presente reglamento no otorgan a Osinergmin competencias adicionales a
las ya establecidas en las normas legales referidas al SECTOR ENERGIA. 40

Rol de Osinergmin:
• Artículo 21.- Definición de Función Normativa
o Corresponde a Osinergmin dictar de manera exclusiva y dentro de su
ámbito de competencia, reglamentos y normas de carácter general,
aplicables a todas las ENTIDADES y usuarios que se encuentren en las
mismas condiciones. Estos reglamentos y normas podrán definir los
derechos y obligaciones de las ENTIDADES y de éstas con sus usuarios.
o De conformidad con la normativa vigente, esta función comprende
también la facultad del Osinergmin de dictar mandatos y normas de
carácter particular, referidas a intereses, obligaciones o derechos de las
ENTIDADES o actividades bajo su competencia, o de sus usuarios, así como
la de dictar directivas o procedimientos relacionados con la seguridad y la
prevención del riesgo eléctrico.
o La función normativa de Osinergmin no comprende aquella que le
corresponde de acuerdo a Ley al Ministerio de Energía y Minas, como
responsable del SECTOR ENERGIA.
41

Rol de Osinergmin:
• Artículo 23.- Disposiciones que pueden dictarse en ejercicio de la Función Normativa
En ejercicio de la función normativa, OSINERG puede dictar disposiciones de carácter general
referidos a los siguientes asuntos:
Sistemas tarifarios o regulatorios o, mecanismos para su aplicación.
Mecanismos de participación de los interesados en el proceso de aprobación de dispositivos y
normas de carácter general, incluyendo las reglas de publicación previa y de realización de
audiencias públicas, para tales efectos.
Reglas a las que están sujetas los procedimientos que se sigan ante cualesquiera de los ORGANOS
DE Osinergmin, incluyendo los de reclamos de usuarios, de solución de controversias y, en general,
los demás que sean necesarios, según las normas pertinentes.
Organización interna de Osinergmin, incluyendo la creación y/o supresión de Áreas.
Cláusulas generales de contratación aplicables a los contratos de prestación de los servicios
públicos de suministro de electricidad y del servicio de transporte de hidrocarburos por ductos y
distribución de gas natural por red de ductos, de acuerdo con lo establecido en los contratos de
concesión y normas legales aplicables.
Seguridad y a la prevención de riesgos eléctricos originados por la presencia de instalaciones
eléctricas de uso público y/o de uso particular en las áreas de uso público y locales con acceso
permitido al público, para el cumplimiento de lo establecido en el Código Nacional de Electricidad
y demás normas aplicables.
Otros temas que el Consejo Directivo considere necesarios, dentro del ámbito de su competencia.
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Rol de Osinergmin: Reglamento de
Osinergmin (DS 054-2001-PCM)
• Artículo 28.- Alcances de la Función Reguladora
Dentro de sus funciones reguladoras, OSINERG establecerá las
siguientes tarifas en el mercado regulado:
Tarifas en barras en el subsector electricidad.
Tarifas para los USUARIOS DE SERVICIO PUBLICO de electricidad.
Tarifas de transmisión principal y secundaria en el subsector
electricidad.
Tarifas del servicio de transporte de hidrocarburos por ductos.
Tarifas de distribución de gas natural por red de ductos, así como
de distribución de electricidad.
Las demás que correspondan de conformidad a lo establecido en la
normatividad aplicable.
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Rol de Osinergmin:
• Artículo 31.- Definición de Función Supervisora.
• La función supervisora permite a Osinergmin verificar el cumplimiento de las
obligaciones legales, técnicas y aquellas derivadas de los contratos de concesión,
por parte de las ENTIDADES y demás empresas o personas que realizan actividades
sujetas a su competencia. Asimismo, la función supervisora permite verificar el
cumplimiento de cualquier mandato o resolución emitida por el propio
Osinergmin o de cualquier otra obligación que se encuentre a cargo de la ENTIDAD
supervisada.
• Osinergmin ejercerá está función en concordancia y con estricta sujeción a las
normas legales del SECTOR ENERGIA.
• La función supervisora de Osinergmin no comprende las facultades otorgadas a
PERUPETRO S.A. en virtud de la Ley No 26221.
• Artículo 32.- Órganos Competentes para ejercer la Función Supervisora.
• La función supervisora es ejercida por la Gerencia General. Para el desarrollo de
dicha función, la Gerencia General contará con el apoyo de las Áreas
correspondientes, que estarán a cargo de las acciones de investigación y de análisis
que correspondan.
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Rol de Osinergmin:
• Artículo 33.- Supervisión de Contratos.
• A fin de guardar concordancia entre las funciones regulatoria y/o
normativa, y la función de supervisión del cumplimiento de los contratos
de concesión otorgados por el Estado y aquellos derivados del proceso de
promoción de la inversión en el SECTOR ENERGÍA, el Consejo Directivo de
Osinergmin podrá solicitar información relativa a los proyectos de tales
contratos.
• Asimismo, Osinergmin deberá emitir opinión previa a la renovación de la
vigencia de los contratos, la prórroga de los plazos estipulados, o, la
revisión y/o renegociación de aquellos contratos ya suscritos. Para tal
efecto Osinergmin emitirá un informe de evaluación sobre el
cumplimiento de la empresa concesionaria, respecto a las obligaciones
contenidas en el contrato de concesión y en las normas del sector.
• Lo establecido en el presente artículo no se aplica a los aspectos en los
que PERUPETRO S.A. ejerce supervisión de acuerdo al Artículo 10 de la Ley
No 26221.
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Rol de Osinergmin:
• Artículo 36.- Definición de la Función Fiscalizadora y Sancionadora
La función fiscalizadora y sancionadora permite a Osinergmin imponer sanciones a las
ENTIDADES que realizan actividades sujetas a su competencia por el incumplimiento de las
obligaciones legales, técnicas y aquellas derivadas de los contratos de concesión, así como
de las disposiciones reguladoras y/o normativas dictadas por Osinergmin.
Los procedimientos establecidos por Osinergmin deberán regirse por los principios
establecidos en la normatividad sobre Procedimientos Administrativos, y respetarán el
derecho de las ENTIDADES de presentar sus descargos antes de la imposición de una
sanción.
Las sanciones previstas en los Contratos de Concesión suscritos al amparo del Decreto
Supremo No 059-96-PCM tienen el carácter de penalidades contractuales por lo que su
imposición por parte de Osinergmin se deberá entender realizada en nombre y
representación del órgano concedente. Las penalidades contractuales serán cuestionadas a
través del mecanismo de solución de controversias previsto por el respectivo Contrato de
Concesión.
El Osinergmin informará de las infracciones cometidas por parte de las empresas de otros
sectores ajenos al SECTOR ENERGÍA, así como de toda persona natural o jurídica de derecho
público o privado, a la autoridad competente y, adicionalmente en caso de riesgo grave, lo
comunicará también al Ministerio Público para que proceda conforme a sus atribuciones.
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Rol de Osinergmin:
• Artículo 44.- Función de Solución de Controversias
• La función de solución de controversias autoriza a los órganos
competentes de Osinergmin, a resolver en la vía administrativa los
conflictos y las controversias que, dentro del ámbito de su competencia,
surjan tanto entre las ENTIDADES, entre éstas y los USUARIOS LIBRES y
entre éstos. Quedan excluidas de ésta función aquellas controversias que
son de competencia exclusiva del INDECOPI.
• La función de resolver controversias sobre las materias que son de
competencia exclusiva de Osinergmin, comprende además la facultad de
este Organismo, de conciliar intereses contrapuestos sobre dichas
materias.
• Artículo 45.- Órganos Competentes e Instancias Administrativas para la
Función de Solución de Controversias
• La función de solución de controversias es ejercida por los Cuerpos
Colegiados, en primera instancia administrativa y por el Tribunal de
Solución de Controversias de Osinergmin, en segunda y última instancia
administrativa.
47

Rol de Osinergmin:
• Artículo 46.- Controversias entre ENTIDADES, entre ENTIDADES y USUARIOS LIBRES, y entre USUARIOS LIBRES
• Osinergmin es competente para conocer en la vía administrativa las siguientes controversias entre ENTIDADES,
entre ENTIDADES y USUARIOS LIBRES, y entre USUARIOS LIBRES:
• Controversias entre Generadores, entre Generadores y Transmisores, y entre Transmisores del Sistema
Interconectado Nacional, distintas a las originadas en el Comité de (COES) y que se relacionen con materias sujetas
a supervisión, regulación y/o fiscalización por parte de Osinergmin.
• Controversias entre Transmisores y USUARIOS LIBRES, y entre Distribuidores y USUARIOS LIBRES del subsector
eléctrico, que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto de los sistemas secundarios de
transmisión y/o de los sistemas de distribución eléctrica.
• Controversias entre Generadores y Distribuidores, entre Generadores y USUARIOS LIBRES, entre Distribuidores,
entre Usuarios Libres y entre Transmisores y Distribuidores eléctricos, relacionadas con aspectos técnicos,
regulatorios, normativos o derivados de los contratos de concesión; sujetos a supervisión, regulación y/o
fiscalización por parte de Osinergmin.
• Controversias entre Transportistas de hidrocarburos y/o Distribuidores de gas natural con los Distribuidores,
Comercializadores y USUARIOS LIBRES que emplean sus servicios de transporte o distribución, sobre los aspectos
técnicos, regulatorios, o normativos del servicio o derivados de contratos de concesión; sujetos a supervisión,
regulación y/o fiscalización por parte de Osinergmin.
• Controversias entre USUARIOS LIBRES y los Productores, Distribuidores o Comercializadores que le proporcionan
suministro de gas natural, relacionadas con los aspectos técnicos, regulatorios o normativos del suministro o
derivados de contratos de concesión; sujetos a supervisión, regulación y/o fiscalización por parte de Osinergmin.
• Otras controversias que determine el Consejo Directivo, de conformidad con la normatividad del SECTOR
ENERGIA.
48

Rol de Osinergmin:
• Artículo 48.- Órganos Competentes para Ejercer la Función de Solución de Reclamos
• La función de solución de reclamos de USUARIOS DE SERVICIO PUBLICO bajo el ámbito de
competencia de Osinergmin es ejercida por las propias ENTIDADES, en primera instancia
administrativa, y en vía de apelación por la Junta de Apelaciones de Reclamos de Usuarios, en
segunda y última instancia administrativa.
• En tal sentido, es de competencia exclusiva del Osinergmin, todo reclamo de los USUARIOS DE
SERVICIO PUBLICO que verse sobre las siguientes materias:
• Instalación o activación del servicio.
• Suspensión o corte del servicio.
• Calidad e idoneidad en la prestación del servicio.
• Facturación o cobro del servicio, lo que incluye expresamente los reclamos vinculados con la
aplicación del Artículo 14 del D.L. No 716, Ley de Protección al Consumidor.
• Cobros por cortes y reconexiones.
• Errores de medición y/o facturación.
• Compensaciones por interrupción parcial o total del servicio.
• Cualquier otro reclamo de los USUARIOS DE SERVICIO PUBLICO ante las ENTIDADES, dado en el
marco de la prestación de un servicio regulado por Osinergmin.
49

Operación del Mercado Eléctrico
Peruano
50

51

52

53

54

PRINCIPALES INDICADORES DEL SECTOR
ELÉCTRICO A NIVEL NACIONAL
(Cifras preliminares a mes de marzo 2023)
55

PRINCIPALES INDICADORES DEL SECTOR ELÉCTRICO A NIVEL
NACIONAL
(Cifras preliminares a mes de marzo de 2023)
POTENCIA INSTALADA EN EL SEIN
56
Comparación de la potencia instalada en el SEIN al término de marzo 2022 y marzo 2023

NACIONAL
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SEIN,
Producción por Tipo de Generación (GWh)
57

NACIONAL
Comparación de la producción de energía eléctrica por tipo de generación
acumulada a marzo 2023.
58

NACIONAL
Producción por Tipo de Recurso Energético (GWh)
59

NACIONAL
Comparación de la producción de energía eléctrica (GWh) por tipo de
recurso energético acumulado a marzo 2023.
60

NACIONAL
Producción por Recursos Energéticos Renovables (GWh)
61

NACIONAL
Comparación de la producción de energía eléctrica acumulada (GWh) con
recursos energéticos renovables en marzo 2023.
62

NACIONAL
HIDROLOGÍA PARA LA OPERACIÓN DEL SEIN
VOLUMEN ÚTIL DE LOS EMBALSES Y LAGUNAS (Millones de m3)
63

NACIONAL
PROMEDIO MENSUAL DE LOS CAUDALES (m3/s)
64

NACIONAL
EVOLUCIÓN DE LOS CAUDALES
65

ESTADÍSTICA ANUAL DE OPERACIÓN DEL SEIN
(Cifras a Diciembre de 2022)
66

ESTADÍSTICAANUAL DE OPERACIÓN DEL SEIN
POTENCIA INSTALADA Y EFECTIVA POR TIPO DE GENERACIÓN EN EL SEIN (MW)
67
TIPO DE GENERACIÓN
POTENCIA
NSTALADA
(MW)
POTENCIA
EFECTIVA
(MW)
PARTICIPACIÓN
EFECTIVA
HIDROELÉCTRICA 5,261.19 5,202.20 39.44%
TERMOELÉCTRICA 7,490.59 7,033.56 53.32%
SOLAR 282.28 282.28 2.14%
EÓLICO 672.20 672.20 5.10%
TOTAL 13,706.26 13,190.24 100.00%

POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE TECNOLOGÍA (MW)
68
TIPO HIDROELÉCTRICA (%) TERMOELÉCTRICA (%) SOLAR (%) EÓLICO (%)
TURBINA PELTON 3,346.66 64.33%
TURBINA FRANCIS 1,836.66 35.31%
TURBINA KAPLAN 15.24 0.29%
TURBINA TURGO 2.98 0.06%
STREAMDIVER 0.68 0.01%
CICLO COMBINADO 3,154.23 44.85%
TURBO GAS 3,494.81 49.69%
TURBO VAPOR 248.60 3.53%
DIESEL 135.93 1.93%
PANELES FOTOVOLTAICOS 282.28 100.00%
AEROGENERADORES 672.20 100.00%
TOTAL 5,202.20 100.00% 7,033.56 100.00% 282.28 100.00% 672.20 100.00%

POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE RECURSO ENERGÉTICO (MW)
69
TIPO DE RECURSO
ENERGÉTICO
POTENCIA EFECTIVA
(MW)
PARTICIPACIÓN
HIDRO 5,202.20 39.44%
GAS NATURAL 4,228.46 32.06%
DIESEL 2 2,544.55 19.29%
RESIDUAL 500 56.54 0.43%
CARBÓN 139.77 1.06%
BAGAZO 11.96 0.09%
BIOGÁS 52.28 0.40%
EÓLICO 672.20 5.10%
SOLAR 282.28 2.14%
TOTAL 13,190.24 100.00%

70

INGRESO A OPERACIÓN COMERCIAL DE GENERACIÓN
71
N° EMPRESA CENTRAL UNIDAD
TENSIÓN
(kV)
POTENCIA
EFECTIVA
(MW)
POTENCIA
INSTALADA
(MW)
FECHA DE INICIO DE
OPERACIÓN COMERCIAL
1 KALLPA C.T. LAS FLORES TV 13.80 114.50 114.50 09/06/2022
114.50 114.50
Nota:
La TV de la C.T. Las Flores se integra al modo de operación LAS FLORES CCOMB TG1 - GAS con 321,80 MW de potencia efectiva (valor actualizado al 31.12.2022)
TOTAL
N° EMPRESA EQUIPOS
TENSIÓN
(kV)
LONGITUD
(km)
FECHA DE
APROBACIÓN DE
CONEXIÓN AL SEIN
PRIMERA
CONEXIÓN
FECHA DE
INTEGRACIÓN
AL SEIN
TIPO DE INTEGRANTE
1 TRANSMISORA ELÉCTRICA DEL SUR 4 (TESUR 4) L-2043 (TINTAYA NUEVA - PUMIRI) 220 128.7 15/11/2022 28/11/2022 15/12/2022 COES
2 ENGIE ENERGÍA PERÚ L-2313 (DERIVACIÓN - PUNTA LOMITAS) 220 60.1 4/10/2022 1/11/2022 27/12/2022 COES
3 ENGIE ENERGÍA PERÚ L-2314 (DERIVACIÓN - PUNTA LOMITAS) 220 60.1 4/10/2022 1/11/2022 27/12/2022 COES
4 RED DE ENERGÍA DEL PERÚ L-2211 (ICA - DERIVACIÓN) (*) 220 47.0 4/10/2022 25/10/2022 27/12/2022 COES
5 RED DE ENERGÍA DEL PERÚ L-2312 (DERIVACIÓN - MARCONA) (*) 220 108.0 4/10/2022 28/10/2022 27/12/2022 COES
403.8
Nota:
(*) Seccionamiento de la ex línea L-2215 (ICA - MARCONA) de 220 kV
TOTAL
NUEVAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN EN EL SEIN AL 31 DE DICIEMBRE 2022

NUEVOS TRANSFORMADORES EN EL SEIN AL 31 DE DICIEMBRE 2022
72
NUEVOS EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA EN EL SEIN AL 31 DE DICIEMBRE 2022
N° EMPRESA SUBESTACIÓN CODIGO
TENSIÓN
(kV)
CAPACIDAD
(MVA)
FECHA DE
APROBACIÓN DE
CONEXIÓN AL SEIN
PRIMERA
CONEXIÓN
FECHA DE
INTEGRACIÓN
AL SEIN
TIPO DE
INTEGRANTE
1 COMPAÑIA MINERA ANTAPACCAY TINTAYA T-46 138/10 33.3/33.3 12/04/2022 14/04/2022 16/06/2022 COES
2 EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SUR SARITA T5P 210/62.3/10.3 37.5/37.5/12.5 9/05/2022 16/05/2022 26/05/2022 COES
3 EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ELECTROSUR ILO-ELSE T2 (**) 140/22.9/10.5 25/20/10 2/08/2022 25/09/2022 --------- COES
4 ENGIE ENERGÍA PERÚ PUNTA LOMITAS PLT1 220/33 175/175 4/10/2022 11/11/2022 27/12/2022 COES
5 ENGIE ENERGÍA PERÚ PUNTA LOMITAS PLT2 220/33 175/175 4/10/2022 11/11/2022 27/12/2022 COES
6 STATKRAFT PERÚ OROYA T2 50/72.5 12.5/12.5 20/09/2022 21/09/2022 15/12/2022 COES
7 MARCOBRE MINA JUSTA 4712-TX-002 (*) 220/22.9/10 125/125/30 27/01/2022 29/01/2022 16/03/2022 COES
8 CHINA INTERNATIONAL WATER & ELECTRIC CORP (PERÚ) SAN GABAN II TP-2 146/22.9/13.8 9.5/9.5/3.2 3/02/2022 5/02/2022 24/02/2022 NO COES
(*) De Respaldo, solo operará frente a la indisponibilidad del transformador existente 4712-TX-001
(**) No tiene carta de Autorización de Integración.
N° EMPRESA SUBESTACIÓN EQUIPO CODIGO
TENSIÓN
(kV)
CAPACIDAD
(MVAR)
FECHA DE APROBACIÓN
DE CONEXIÓN AL SEIN
PRIMERA
CONEXIÓN
FECHA DE
INTEGRACIÓN AL
SEIN
TIPO DE
INTEGRANTE
1 MINERA LAS BAMBAS S.A. LAS BAMBAS FILTRO FILTRO 5HT (**) 33 9.34 22/11/2022 27/11/2022 --------- COES
2 MINERA LAS BAMBAS S.A. LAS BAMBAS FILTRO FILTRO 11HT (**) 33 4.55 22/11/2022 27/11/2022 --------- COES
(**) No tiene carta de Autorización de Integración.

COSTO MARGINAL PROMEDIO DEL SEIN (US$/MWh)
73
MESES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC PROMEDIO
2003 13.11 16.39 21.63 11.14 20.34 43.23 57.36 64.63 61.29 58.07 65.89 24.03 38.09
2004 51.20 36.60 32.52 54.50 108.50 99.39 97.57 111.60 112.39 64.06 23.94 31.45 68.64
2005 22.72 21.85 29.48 29.99 91.20 74.71 47.09 92.82 85.09 88.58 98.81 75.19 63.13
2006 29.41 38.38 24.06 38.67 111.06 87.93 90.65 105.92 149.81 71.83 40.59 28.87 68.10
2007 25.00 34.58 46.09 34.56 36.33 65.45 26.41 43.70 34.39 35.54 29.42 44.14 37.97
2008 17.39 18.33 20.84 20.90 47.86 148.85 235.38 157.88 185.21 63.35 60.69 81.78 88.21
2009 28.89 42.39 26.46 25.43 28.67 65.70 41.22 33.88 36.22 19.79 20.37 17.24 32.19
2010 23.15 24.55 21.97 16.60 18.16 20.43 19.88 22.89 23.84 24.23 23.10 18.76 21.46
2011 17.49 21.74 21.63 17.92 18.79 25.86 20.45 31.51 33.63 27.06 28.58 21.57 23.85
2012 20.92 23.73 39.83 26.68 27.18 45.52 58.05 35.09 36.41 28.76 14.35 13.75 30.86
2013 19.35 31.41 19.72 18.78 27.14 26.61 44.86 34.73 28.27 19.45 23.00 24.90 26.52
2014 21.39 29.85 34.31 28.10 25.42 30.96 24.91 27.42 23.86 17.97 23.45 15.16 25.24
2015 14.11 16.22 17.08 13.11 14.83 16.91 10.94 21.50 14.49 14.25 11.59 11.40 14.70
2016 10.99 12.42 12.36 13.26 19.90 38.82 34.13 18.93 27.56 17.93 27.60 23.08 21.41
2017 8.32 8.52 10.17 7.31 6.02 11.02 9.99 13.65 13.40 7.98 9.99 8.00 9.53
2018 6.33 29.68 5.47 5.12 9.17 9.51 15.62 14.62 9.38 7.87 7.87 8.50 10.76
2019 8.02 6.58 5.28 7.25 8.63 9.06 9.34 11.31 10.01 13.98 9.87 7.65 8.91
2020 8.32 7.54 4.56 3.37 5.18 8.51 9.24 11.65 12.45 16.60 16.85 9.55 9.48
2021 6.80 9.39 8.28 6.02 13.11 13.37 24.97 30.10 28.80 24.76 24.56 23.11 17.77
2022 25.75 21.55 22.21 22.18 28.88 30.67 32.54 31.10 31.71 32.03 84.97 86.30 37.49
Nota:
Se considera como referencia a la Barra Santa Rosa 220 kV

COSTO MARGINAL PROMEDIO DEL SEIN (US$/MWh)
74

COSTO MARGINAL EN TIEMPO REAL (PEN/MWh)
75

EVOLUCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2005- 2022 (km)
76
500 kV 220 kV 138 kV < 75 kV TOTAL
2005 -------- 5,845.25 2,670.57 1,220.72 9,736.55
2006 -------- 5,924.49 2,870.90 1,220.72 10,016.12
2007 -------- 5,963.11 2,878.84 1,244.38 10,086.34
2008 -------- 6,381.39 2,890.84 1,336.08 10,608.32
2009 -------- 8,153.84 3,212.59 1,698.75 13,065.18
2010 -------- 8,265.93 3,738.51 1,884.38 13,888.82
2011* 89.80 9,661.59 4,381.04 7,020.15 21,152.58
2012* 611.80 9,770.88 4,386.24 7,219.43 21,988.35
2013* 1,509.82 10,058.92 4,417.86 7,366.07 23,352.67
2014* 1,832.26 10,740.58 4,540.49 7,698.88 24,812.21
2015* 1,832.26 11,621.08 4,554.35 7,802.17 25,809.86
2016* 1,965.06 12,174.32 4,608.49 8,010.64 26,758.51
2017* 2,877.26 12,631.26 4,846.12 8,181.91 28,536.54
2018* 2,878.66 12,902.93 4,855.48 8,394.35 29,031.42
2019* 2,878.66 13,631.43 4,914.18 8,573.65 29,997.92
2020* 2,878.66 13,504.16 4,915.38 8,609.27 29,907.47
2021* 2,878.66 13,222.11 4,977.92 7,887.92 28,966.60
2022* 2,878.66 13,471.52 4,977.92 7,879.42 29,207.51
LONGITUD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
(km)
AÑOS
(*) Se ha considerado líneas de transmisión existente de las empresas distribuidoras y Usuarios libres
integrantes; como tambien, no integrantes.

77
REGIÓN HIDROELÉCTRICA TERMOELÉCTRICA SOLAR EÓLICO
ANCASH 425.95 8.15
AREQUIPA 191.88 769.13 40.00
CAJAMARCA 184.87 36.74
CALLAO 499.58
CUSCO 258.67
HUANCAVELICA 1,473.34
HUANUCO 525.82
ICA 80.95 521.45
JUNÍN 524.31
LA LIBERTAD 83.15
LAMBAYEQUE 403.23
LIMA 1,260.93 3,409.71 1.30
MADRE DE DIOS 17.73
MOQUEGUA 1,267.89 220.98
PASCO 136.69
PIURA 9.57 356.80 30.86
PUNO 175.85
TACNA 34.32 20.00
UCAYALI 220.39

POTENCIA EFECTIVA SEGÚN TIPO DE GENERACIÓN Y RECURSO
ENERGÉTICO (MW)
78
TIPO
GENERACIÓN
TIPO DE RECURSO NORTE CENTRO SUR TOTAL PARTICIPACIÓN
HIDROELÉCTRICA AGUA 616.46 3,925.01 660.72 5,202.20 39.44%
GAS NATURAL 141.22 4,087.24 4,228.46 32.06%
CARBÓN 139.77 139.77 1.06%
RESIDUAL 56.54 56.54 0.43%
DIESEL 2 588.14 41.44 1,914.97 2,544.55 19.29%
BAGAZO+BIOGÁS(RER) 38.83 25.41 64.25 0.49%
SOLAR RADIACIÓN 1.30 280.98 282.28 2.14%
EÓLICA VIENTO 150.75 521.45 672.20 5.10%
1,535.40 8,658.39 2,996.45 13,190.24 100.00%
PARTICIPACIÓN 11.64% 65.64% 22.72% 100.00%
Nota:
Se denomina RER a los Recursos Energéticos Renovables tales como biomasa, eólico, solar, geotérmico, mareomotriz e
hidráulicas cuya capacidad instalada no sobrepasa de los 20 MW, según D.L.N° 1002.
TERMOELÉCTRICA
TOTAL

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA SEGÚN TIPO DE GENERACIÓN Y
RECURSO ENERGÉTICO (GWh)
79
TIPO
GENERACIÓN
TIPO DE RECURSO NORTE CENTRO SUR TOTAL PARTICIPACIÓN
AGUA 2,559.18 20,318.99 3,599.13 26,477.30 47.21%
AGUA(RER) 489.31 1,179.66 340.08 2,009.05 3.58%
G.N. AGUAYTÍA 306.48 306.48 0.55%
G.N. CAMISEA 23,117.92 23,117.92 41.22%
G.N. MALACAS 683.32 683.32 1.22%
CARBÓN 89.69 89.69 0.16%
RESIDUAL 10.01 10.01 0.02%
DIESEL 2 8.84 3.79 272.49 285.12 0.51%
BAGAZO 176.31 99.01 275.32 0.49%
BIOGÁS 78.69 78.69 0.14%
SOLAR RADIACIÓN 2.78 818.41 821.19 1.46%
EÓLICA VIENTO 597.79 1,332.31 1,930.10 3.44%
4,514.75 46,449.64 5,119.81 56,084.20 100.00%
PARTICIPACIÓN 8.05% 82.82% 9.13% 100.00%
TOTAL
HIDROELÉCTRICA
TERMOELÉCTRICA

80
EVALUACIÓN DE LA “GENERACIÓN EFICIENTE”
EN EL SEIN HACIA EL LARGO PLAZO
DEFICIT DE GENERACION EFICIENTE

81
OPCIONES DE OFERTA DE GENERACIÓN EFICIENTE EN EL SEIN
En el Perú existen diversas fuentes de energía, cada una con sus ventajas y
desventajas, ya sean técnicas, de ubicación, económicas, etc.

82
EVALUACIÓN DE GENERACIÓN EFICIENTE PARA UN ESCENARIO
DE DEMANDA MEDIA
Despacho de energía con Generación Eficiente en el SEIN para cubrir un escenario de demanda media
Como resultado de este despacho de generación se observa que a partir del año 2024 será
necesario contar con nueva generación eficiente en el SEIN.

83
DE DEMANDA MEDIA
Requerimiento de nueva Generación Eficiente para cubrir un escenario de demanda media
se observa que el requerimiento de Generación Eficiente en el SEIN (área gris del gráfico) empieza
en el año 2024 e irá aumentando cada año debido al crecimiento de la demanda y a que se considera
que no ingresa ningún proyecto de generación eficiente adicional en el periodo 2026-2034, a
excepción del proyecto CH San Gabán III previsto para el 2027.

84
DE DEMANDA MEDIA
Balance entre la oferta de generación eficiente del SEIN y la demanda en época de estiaje, para el
escenario de demanda media (Base)
se observa que a partir del año 2025 el SEIN ya no contaría con reserva de generación eficiente,
existiendo el riesgo de operar centrales con combustibles líquidos. Sin embargo, el SEIN aún contaría
con reserva de potencia no eficiente compuesta por centrales térmicas que operan con combustibles
líquidos hasta el año 2034.

85
EVALUACIÓN DE GENERACIÓN EFICIENTE PARA UN ESCENARIO DE
DEMANDA OPTIMISTA
Despacho de energía con Generación Eficiente en el SEIN para cubrir un escenario de demanda optimista

86
DEMANDA OPTIMISTA
Requerimiento de nueva Generación Eficiente para cubrir un escenario de demanda optimista

87
DEMANDA OPTIMISTA
Balance entre la oferta de generación eficiente del SEIN y la demanda en época de
estiaje, para el escenario de demanda optimista
se observa que a partir del año 2024 el SEIN ya no contaría con reserva de generación eficiente existiendo
el riesgo de que operen centrales con combustibles líquidos. Sin embargo, el SEIN aún contaría con
reserva de potencia no eficiente compuesta por centrales térmicas que operan con combustibles líquidos
hasta el año 2030 aproximadamente, a partir del año 2031 podría haber riesgo de déficit.

88
DEMANDA PESIMISTA
Despacho de energía con Generación Eficiente en el SEIN para cubrir un escenario de demanda pesimista

89
DEMANDA PESIMISTA
Requerimiento de nueva Generación Eficiente para cubrir un escenario de demanda pesimista
se observa que el requerimiento de Generación Eficiente en el SEIN (área gris del gráfico) empieza en el
año 2026 e irá aumentando cada año debido al crecimiento de la demanda y a que se considera que no
ingresa ningún proyecto de generación eficiente adicional en el periodo 2026-2034, a excepción del
proyecto CH San Gabán III previsto para el 2027.

90
DEMANDA PESIMISTA
Balance entre la oferta de generación eficiente del SEIN y la demanda en época de estiaje, para el
escenario de demanda pesimista
se observa que a partir del año 2026 el SEIN ya no contaría con reserva de generación eficiente existiendo
el riesgo de que operen centrales con combustibles líquidos. Sin embargo, el SEIN aún contaría con
reserva de potencia no eficiente compuesta por centrales térmicas que operan con combustibles líquidos
hasta el año 2034

91
EVALUACIÓN DE GENERACIÓN EFICIENTE EN EL SEIN HACIA EL
LARGO PLAZO
CONCLUSIONES
• Actualmente se cuenta con un plan de expansión de generación solo para el periodo 2023- 2025,
compuesto por proyectos comprometidos los cuales incrementarían la capacidad instalada del SEIN en
706 MW considerando el retiro de la CT Ilo 2 de 140 MW en el 2023.
• Para el periodo 2026-2034 solo se tiene previsto el ingreso del proyecto CH San Gabán III de 209 MW
para el año 2027, por lo que se prevé una necesidad de nueva generación eficiente en algunos años del
periodo de evaluación.
• Para garantizar un cierto margen de reserva con generación eficiente en el SEIN, será necesario que
ingrese nueva generación eficiente a partir de año 2025, 2026 y 2024 para los escenarios de demanda
media, pesimista y optimista, respectivamente.
• A partir del año 2026 la expansión de nueva generación es incierta, pero el SEIN cuenta con muchas
opciones de oferta de generación, dependerá de los interesados analizar la oportunidad de ingresar al
sistema con nueva generación eficiente.
• En los escenarios de demanda media y pesimista, el margen de reserva que incluye a las centrales que
operan con combustibles líquidos (no eficientes) alcanzaría hasta el año 2034, pero para el escenario de
demanda optimista este margen de reserva solo alcanzaría hasta el año 2030, a partir del año 2031 habría
riesgo de déficit de generación en el SEIN.

EMPRESAS ELÉCTRICAS
REPRESENTATIVAS, GENERACIÓN,
TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN
92

Fuente: Osinergmin-Participacion-Empresas-Mercado-Electrico-2019
EMPRESAS ELÉCTRICAS REPRESENTATIVAS, GENERACIÓN, TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN
93

EMPRESAS ELÉCTRICAS REPRESENTATIVAS, GENERACIÓN, TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓ
94

EMPRESAS ELÉCTRICAS REPRESENTATIVAS, GENERACIÓN, TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓ
95

Margen de Reserva Firme Objetivo
2020 - 2023
96

Margen de Reserva Firme Objetivo
2020 - 2023
Para mantener la seguridad de la operación en un sistema
eléctrico en todo momento se debe contar con un margen de
reserva de generación suficiente para cubrir la operación
del sistema ante contingencias o condiciones operativas
adversas.
Para el SEIN, el margen de reserva es establecido por el
Osinergmin y se denomina Margen de Reserva Firme Objetivo*
(MRFO).
* El MRFO determinado para el periodo 2019 – 2022 es 23.45%
97

Criterios
 Plan de expansión de la generación,
proyectos en curso como proyectos
factibles de entrar en operación.
 Tener capacidad de soportar la pérdida
de la central de generación más
importante del SEIN sin tener
racionamiento de suministro.
 El sistema debe ser capaz, bajo la
condición de hidrología baja y/o de
problemas en el suministro de combustible,
de abastecer la energía de la
demanda sin racionamiento de
suministro.
Reserva fría: capacidad de reserva de generación
que puede entrar en operación ante una contingencia
en el sistema en unos pocos minutos.
Proyección de la Demanda SEIN (COES)
Centrales de Reserva Fría
98

Verificación del Margen de Reserva del SEIN
2020 - 2023
* El MRFO determinado para el periodo 2019 – 2022 es 23.45%
Fuente: COES
99

Verificación del Margen de Reserva del SEIN
2020 – 2023
 Margen de reserva (MR) es una medida de la capacidad de reserva de un
sistema eléctrico y que estaría representado como la diferencia entre la
capacidad efectiva de generación del sistema y la demanda máxima en un
periodo determinado.
 Margen de reserva firme, se entiende como la reserva firme entre la
máxima demanda considerando que la Potencia Firme es la potencia con un
máximo grado de seguridad que puede brindar una Central de Energía.
 Margen de Reserva Óptimo (MRO), incluye toda la reserva de generación
del sistema; es decir, corresponde a la suma de las potencias firme que
aportan todas las unidades de generación (incluyendo las unidades de
generación de reserva fría, RFG) menos la máxima demanda del SEIN,
dividida entre esta última. Por lo tanto, el cálculo del MRFO es a partir del
MRO no considerando las unidades de RFG y se desarrolla bajo un
esquema de expansión óptima del parque de generación. 100

Curso: Análisis de Sector Eléctrico Peruano
Unidad: 03
Tema: Situación Actual del Sector Eléctrico
Peruano
101

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