MINEM SUBSECTOR ELÉCTRICO by maria cecilia valencia

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ÍNDICE INDEX

SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR - PROMOTION DOCUMENT

1. MARCO GENERAL / GENERAL FRAMEWORK

2. INFRAESTRUCTURA Y MERCADO / INFRASTRUCTURE AND MARKET

a. Sector energía y la electricidad / Energy sector and electricity........................................................................................................................ 34 b. Indicadores del subsector eléctrico / Electricity subsector indicators............................................................................................................... 36 c. Indicadores del mercado eléctrico / Electricity market indicators.................................................................................................................... 37 d. Evolución de indicadores del subsector eléctrico / Evolution of the electricity subsector indicators............................................................... 39

4. RECURSOS ENERGÉTICOS / ENERGY RESOURCES

a. Alcances de la infraestructura eléctrica / Scope of electric infrastructure....................................................................................................... 24 b. Empresas eléctricas representativas / Major Electric Companies.................................................................................................................... 26 c. Infraestructura eléctrica de generación / Generation infrastructure............................................................................................................... 28 d. Infraestructura eléctrica de transmisión / Transmission infrastructure........................................................................................................... 29 e. Infraestructura eléctrica de distribución / Distribution Infrastructure............................................................................................................. 30 f. El mercado eléctrico / Electricity market........................................................................................................................................................... 32

3. PRINCIPALES INDICADORES / MAIN INDICATORS

a. Situación actual / Present situation.................................................................................................................................................................. 10 b. La política energética y la importancia del subsector eléctrico / Energy policy and the importance of the electricity subsector................... 13 c. Marco normativo / Regulatory Framework....................................................................................................................................................... 15 d. Organización del subsector eléctrico / Organization of the electricity subsector............................................................................................ 16 e. Garantías a la inversión y aspectos tributarios / Guarantees for investment and taxation............................................................................. 19

a. Hidroenergía / Hydropower............................................................................................................................................................................. 46 b. Energía eólica / Wind energy.......................................................................................................................................................................... 49 c. Energía solar / Solar energy.............................................................................................................................................................................. 50 d. Energía geotérmica / Geothermal energy....................................................................................................................................................... 51 e. Energía de biomasa / Biomass energy............................................................................................................................................................. 52 f. Hidrocarburos / Hydrocarbons.......................................................................................................................................................................... 52

5. PROSPECTIVA EL FUTURO DEL SECTOR ELÉCTRICO / PROSPECTS THE FUTURE OF ELECTRICITY SECTOR 55

a. Proyección de la demanda / Demand Forecast............................................................................................................................................... 56 b. Perspectivas de la oferta de generación / Generation Supply Prospects........................................................................................................ 61 c. Proyección de la transmisión / Transmission Forecast...................................................................................................................................... 63

6. MECANISMOS DE INVERSIÓN / INVESTMENT MECHANISMS

a. Inversión y retorno / Investment and return.................................................................................................................................................... 70 b. Otorgamiento de derechos eléctricos / Granting of Electricity-Reated Rights................................................................................................. 75 c. Sostenibilidad y estudios de impacto ambientales / Sustainability and environmental impact assessments................................................... 80

7. PORTAFOLIO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN / PORTFOLIO OF GENERATION PROJECTS

a. Concesiones definitivas / Final concessions .................................................................................................................................................... 84 b. Concesiones temporales / Temporary concessions........................................................................................................................................... 87 c. Autorizaciones / Authorizations....................................................................................................................................................................... 89 d. Proyectos de energías renovables con adjudicación de suministro / Renewable energy projects by awarding electricity supply contracts...............91 e. Proyectos de centrales hidroeléctricas con adjudicación de suministro / Non RER hydropower plants with supply contracts awarded...................... 95 f. Proyectos en licitación / Projects in bidding..................................................................................................................................................... 96 g. Proyectos sin concesión definitiva / Projects without final concession............................................................................................................ 96

8. PORTAFOLIO DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN / PORTFOLIO OF TRANSMISSION PROJECTS

a. Proyectos de Propuesta de Plan de Transmisión / Projects of the proposed transmission plan..................................................................... 100 b. Proyectos en desarrollo / Projects under development.................................................................................................................................. 103 c. Proyectos en licitación / Projects in bidding................................................................................................................................................... 105

INFORMACIÓN ADICIONAL / ADDITIONAL INFORMATION

107

SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR - PROMOTION DOCUMENT

PRESENTACIÓN PRESENTATION Presentación

Presentation

En el subsector eléctrico se gestiona y desarrolla uno de los servicios fundamentales para el desarrollo productivo, económico y social de un país: el servicio de electricidad. Es por ello que es tan importante la promoción de inversiones que permitan mantener en el corto, mediano y largo plazo un servicio eléctrico seguro, continuo, de calidad y con capacidad para incrementar la cobertura eléctrica nacional. En el Perú, las oportunidades de inversión se encuentran en las 03 actividades que conforman el negocio eléctrico. Estas son: generación, transmisión y distribución.

The electricity subsector manages and develops one of the essential services for the production, economic and social development of a country: the electricity service. This is the reason why it is so important to promote investments that allow keeping in the short, medium and long term a safe, continuous, good quality and capacity service to increase the national electricity coverage. In Peru, investment opportunities are divided into the 03 activities of the electricity business: generation, transmission and distribution.

Nuestro país crece económica y socialmente a pasos agigantados. Y para sostener este crecimiento, hoy más que nunca necesitamos un servicio eléctrico seguro, continuo y de calidad.

Our country is taking big steps in growing economically and socially. And to keep this development, today we need more than ever a safe, continuous and top quality service.

En este esquema de negocio, el subsector eléctrico peruano ha desarrollado un modelo regulatorio que promueve la competencia y la inversión. Este modelo cuenta con un reconocimiento en el ámbito regional no sólo por su modernidad, sino por haber evolucionado oportunamente ante los desafíos económicos, sociales, ambientales y climatológicos. Este documento, desarrollado por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, tiene como objetivo brindar los principales alcances sobre la situación actual y las perspectivas del subsector eléctrico para promover la inversión de modo que guíe y facilite la búsqueda de mayor información. En su contenido se destacan las normas promotoras, la infraestructura y el mercado eléctrico, los principales indicadores, los recursos energéticos, las perspectivas de demanda y oferta, los mecanismos de inversión y la lista de proyectos en portafolio. Esperamos que este esfuerzo contribuya con creces a propiciar el desarrollo del subsector eléctrico en el Perú.

In this business scenario, the Peruvian electricity subsector developed a regulatory model that promotes competition and investment. This model is recognized at a regional level not only because it is a modern scheme but also because it has promptly evolved face to economic, social, environmental and climatologic challenges. This document, prepared by the Electricity General Directorate of the Ministry of Energy and Mines, aims at supplying the main data on the current situation and prospects of the electricity subsector to promote investment in order to guide and facilitate the search for further information. It describes the promoting rules, the electricity market and infrastructure, the main indicators, power resources, demand and supply prospects, the investment mechanisms and the list of projects in portfolio. We expect that this effort contributes significantly to promote the development of the Peruvian electricity subsector.

Dirección General de Electricidad Ministerio de Energía y Minas

Electricity General Directorate Ministry of Energy and Mines

Electricidad, energĂa para el desarrollo del paĂs. Electricity, energy for country development.

MARCO GENERAL GENERAL FRAMEWORK

1. Marco general a. Situación actual En los últimos siete años, la electricidad ha representado, en promedio, el 18% de la energía final que se consume en el Perú. Durante el mismo periodo, la demanda de electricidad creció 7% en promedio anual. Este crecimiento sostenido refleja las buenas condiciones macroeconómicas del país –7% crecimiento del PBI–, pese a la crisis económica internacional. En el ámbito nacional, las actividades económicas de gran consumo eléctrico fueron la industria minera, los sectores manufactura y construcción, y los usuarios residenciales que representan un consumo masivo de electricidad.

prácticas de desarrollo energético, la utilización de nuevas tecnologías y el aprovechamiento de las energías renovables. En este contexto, y con la finalidad de atender la demanda actual y futura del corto y mediano plazo, se han ejecutado inversiones públicas y privadas en infraestructura eléctrica a una tasa promedio de 29% anual, las cuales continuarán ejecutándose, de acuerdo a la situación particular de cada proyecto y los compromisos de inversión existentes. Sin embargo, el reto consiste en asegurar la ejecución de mayores inversiones para atender la demanda eléctrica proyectada en el mediano y largo plazo.

Consumo final de energía Final Energy Consumption TOTAL (año / year 2010) 654 217 TJ Otros tipos de Energía Other Types of Energy 82%

Electricidad Electricity 18%

Las inversiones deben respetar los lineamientos de la política energética nacional. Deben ser eficientes y sostenibles social, ambiental y económicamente, de acuerdo a las buenas

MARCO GENERAL - GENERAL FRAMEWORK

1. General Framework

Investments must respect the guidelines of the national energy policy. They must be efficient as well as socially, environmentally and economically sustainable, following good energy development practices, based on the use of new technologies and renewable energy. In this context, and in order to meet current demand as well as future demand in the short and long run, public and private investments have been made in electric infrastructure at an average rate of 29% a year. Their execution continues according to the particular conditions of each project and the existing investment commitments. However, the challenge consists of ensuring further investments to meet the electricity demand forecast for the medium and long term.

Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011

TW.h

During the last seven years, electricity has accounted for, in average, 18% of final energy consumed in Peru. During the same period of time, annual electricity demand grew 7% in average. This sustained growth shows the good local macroeconomic conditions –7% growth of the GDP–, in spite of the international economic crisis. The economic activities nationwide which require high electricity consumption include mining, manufacturing and construction and residential users which require mass electricity consumption.

Demanda de Electricidad en el Perú: 2004-2011 Electricity Demand in Peru: 2004-2011

35 30

Tasa promedio de crecimiento del PBI: 7% GDP Growth Rate Average: 7%

25 20 15 10

11%

2010

2011

0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

Tasa de crecimiento Growth Rate

Venta del Mercado Eléctrico Electricity Market Sales (TW.h)

Inversiones Privadas y Estatales en el Sector Eléctrico 2004-2011 Private and State Investments in the Electricity Sector 2004-2011 Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011

millones US$ millons US$

a. Present Situation

2 000

1 880

Tasa promedio anual: 29% Annual Average Rate: 29%

1 368

1 500

1 177 862

1 000 500

324

394

480

629

0 2004

2005 Estatal State

2006

2007 Privada Private

2008

2009

2010

Rural(*) Rural(*)

2011 Total Total

(*) Inversiones efectuadas por la Dirección General de Electrificación Rural – DGER. (*) Investments made by the Rural Electrification General Directorate - DGER.

11 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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PBI - Producto Bruto Interno: 2004-2011 GDP - Gross Domestic Product: 2004-2011

millones US$ millons US$

Fuente / Source: INEI

250 000

Tasa promedio de crecimiento del PBI: 7% Average GDP Growth Rate: 7%

200 000 150 000 100 000

10%

50 000

8,5%

6,91%

2010

2011

0 2004

2005

2006

PBI (millones US$) GDP (millions US$)

2007

2008

2009

Tasa anual de crecimiento Annual Growth Rate

12 SUBSCETOR ELĂ&#x2030;CTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

MARCO GENERAL - GENERAL FRAMEWORK

b. La política energética y la importancia del subsector eléctrico

b. Energy Policy and the Importance of the Electricity Subsector

Las inversiones en el subsector eléctrico se rigen bajo el marco de Política Energética Nacional, aprobada por el D.S. Nº064-2010, compuesto por 09 objetivos. Estos son:

Investments in the electricity subsector are governed by the National Energy Policy, approved by D.S. Nº064-2010, and which contains 09 objectives:

1. Desarrollar una matriz energética diversificada, con énfasis en las fuentes renovables y la eficiencia energética. 2. Propiciar un abastecimiento energético competitivo. 3. Contar con acceso universal al suministro energético. 4. Fomentar una mayor eficiencia en la cadena productiva y el uso de la energía. 5. Lograr la autosuficiencia en la producción energética. 6. Desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono en el marco del desarrollo sostenible. 7. Desarrollar la industria del gas natural y su uso en actividades domésticas, transporte, comercio e industria, así como en la generación eléctrica eficiente. 8. Fortalecer la institucionalidad del sector energético. 9. Integrar a los mercados energéticos de la región para alcanzar la visión en el largo plazo.

1. To develop a diversified energy matrix focused on renewable sources and energy efficiency. 2. To foster a competitive energy supply. 3. To provide universal access to energy supply. 4. To encourage higher efficiency in the productive chain and the use of energy. 5. To develop a self-sufficient infrastructure for energy production. 6. To develop an energy sector with a minimum environmental impact and low carbon emissions as part of sustainable development. 7. To develop a natural gas industry and its use in domestic activities, transport, trade and industry, as well as an efficient electricity generation. 8. To strengthen institutionality in the energy sector. 9. To integrate the country into regional power markets to be able to achieve the long run vision.

El subsector eléctrico tiene normas regulatorias aplicables a las actividades eléctricas para dar cumplimiento a estos objetivos, además de otras normas y políticas que promueven inversiones y acciones de cooperación internacional. Dichas normas fueron desarrolladas y mejoradas progresivamente para que en conjunto sean un mecanismo que asegure la oferta de generación, refuerce el sistema eléctrico, amplíe la cobertura eléctrica, promueva la competencia en el mercado eléctrico y el uso sostenible y diverso de los recursos energéticos.

The electricity subsector has its own rules applicable to the electric power activities in order to achieve these objectives, in addition to other rules and policies that promote investments and international cooperation. These laws were drafted and enhanced progressively so that, together, may become a mechanism ensuring generation supply, reinforcing electricity system, expanding electricity coverage, fostering competition in the electricity market and a sustainable and varied use of energy resources.

Estos avances han permitido al subsector eléctrico desarrollar aspectos tales como:

These developments will allow the electricity subsector to work on:

• Mecanismos de incentivo para la inversión eléctrica. • Promoción de las energías renovables para la generación eléctrica. • Uso eficiente del gas natural para generación eléctrica. • Seguridad y cobertura de la transmisión eléctrica. • Cultura de eficiencia energética y seguridad eléctrica para los usuarios. • Seguridad e integración energética. • Promoción del desarrollo eléctrico preservando el medio ambiente.

• Mechanisms to foster investments in the electricity sector. • Promotion of renewable energies for electricity generation. • Efficient use of natural gas for electricity generation. • Security and coverage of electricity transmission. • Culture of energy efficiency and electricity security for users. • Energy security and integration. • Promotion of an electric power development preserving environment.

13 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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Principales lineamientos de política energética para el desarrollo de la infraestructura eléctrica Main Guidelines of the Energy Policy for the Development of Electric Infrastructure Fuente : MINEM

Política Energética Nacional 2010–2040 Aprobada por el Decreto Supremo Nº 064-2010

National Energy Policy 2010–2040 Approved by Supreme Decree Nº 064-2010

La Política Energética Nacional 2010–2040 cuenta con 09 objetivos. Estos son sus principales lineamientos:

The National Energy Policy 2010–2040 has 09 objectives. These are its main guidelines:

• Promover proyectos e inversiones para lograr una matriz energética diversificada basada en energías renovables convencionales y no convencionales, hidrocarburos, geotermal y nuclear, que garanticen la seguridad energética del país. - Relacionado a la diversificación. Objetivo 1. • Priorizar la construcción de centrales hidroeléctricas eficientes para la generación eléctrica nacional. - Relacionado a la diversificación. Objetivo 1. • Promover el uso intensivo y eficiente de las fuentes de energías renovables convencionales y no convencionales, así como la generación distribuida. - Relacionado a la diversificación. Objetivo 1. • Priorizar la construcción de sistemas de transporte que garanticen la seguridad y confiabilidad del subsector eléctrico. - Relacionado al acceso universal. Objetivo 3. • Lograr la automatización de la oferta y manejo de la demanda a través de sistemas tecnológicos inteligentes. - Relacionado a la eficiencia. Objetivo 4. • Mantener procesos de subastas de suministro para alcanzar con anticipación la suficiencia en generación de electricidad. - Relacionado a la autosuficiencia. Objetivo 5. • Promover prácticas de responsabilidad social en las actividades energéticas. - Relacionado al desarrollo sostenible. Objetivo 6.

• Promote projects and investments to achieve a diversified energy matrix based on conventional and non-conventional renewable, hydrocarbon, geothermal and nuclear energies that ensure power supply in the country. - Related to diversification. Objective 1. • Prioritize construction of efficient hydropower plants for national electricity generation. - Related to diversification. Objective 1. • Promote an intensive and efficient use of conventional and non-conventional renewable energies as well as distributed generation. - Related to diversification. Objective 1. • Prioritize the construction of transport systems that ensure security and reliability of the electricity subsector. - Related to universal access. Objective 3. • Automatize supply and manage demand through intelligent technological services. - Related to efficiency. Objective 4. • Organize auctions in order to have sufficient electricity generation capacity in advance to meet the demand. - Related to self-sufficiency. Objective 5. • Promote social responsibility practices in energy activities. - Related to sustainable development. Objective 6.

14 SUBSCETOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

MARCO GENERAL - GENERAL FRAMEWORK

c. Marco Normativo Desde el año 1992, las actividades y negocios del subsector eléctrico se rigen por la Ley de Concesiones Eléctricas Nº 25844, la cual fue perfeccionada y complementada con otras leyes a fin de fomentar la inversión y cubrir determinados aspectos de política energética nacional. En el siguiente cuadro se observan las principales normas que incentivan la inversión en el subsector eléctrico, así como las normas técnicas peruanas relacionadas a la seguridad en operaciones eléctricas y aseguramiento de la calidad de servicio eléctrico al usuario.

c. Regulatory Framework Since 1992, the activities and businesses of the electricity subsector are governed by the Electrical Concession Law Nº 25844, which was improved and supplemented with other laws in order to encourage investment and meet certain aspects of the national energy policy. The following table shows the main rules that encourage investment in the electricity subsector, as well as the Peruvian technical standards related to security in electricity operations and ensuring quality of the electricity service to the user.

Normas principales que regulan el subsector eléctrico y promueven las inversiones Main rules that rule the electricity subsector and promote investments Ley de Concesiones Eléctricas, Ley Nº 25844 Principal norma que rige las actividades y negocios del sector eléctrico: generación, transmisión y distribución. Electrical Concession Law Nº 25844 Major rule that governs the electricity sector activities and businesses: generation, transmission and distribution. Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación, Ley Nº 28832 Ley que perfecciona las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas. Law to Ensure an Efficient Generation Development Nº 28832 It strengthens the rules set forth in the Electrical Concession Law.

DS Nº175-2009/MEM-DM Permite la aplicación de un factor de descuento que beneficia a proyectos hidroeléctricos para la oferta económica de licitaciones de suministro. DS Nº175-2009/MEM-DM It allows for the application of a discount factor that is beneficial for the economic offer of hydropower projects in case of biddings. Ley N° 1058 (junio de 2008) Beneficio de la depreciación acelerada, hasta de 20% anual, para la inversión en proyectos hidroeléctricos y otros recursos renovables. Law N° 1058 (june de 2008) Benefit of accelerated depreciation, up to 20%/year, for investments in hydropower and other renewable resource projects.

Ley N° 1041 (junio de 2008) Promueve el uso eficiente del gas natural. Law N° 1041 (June 2008) It encourages an efficient use of natural gas. Ley N° 1002 (mayo de 2008) Concede ventajas competitivas a los proyectos de generación con energías renovables - RER. Asimismo, establece un porcentaje objetivo de 5% de la demanda de energía nacional que debe ser cubierto por generación RER, sin incluir hidroeléctricas. Law N° 1002 (May 2008) It grants competitive advantages to renewable energy generation projects - RER. Furthermore, it establishes a target percentage of 5% of the national energy demand that must be covered by RER generation, without including hydropower plants. DS Nº027-2007-EM y DS Nº010-2010-EM Que promueve la inversión en transmisión. DS Nº027-2007-EM and DS Nº010-2010-EM It encourages investments in transmission.

Ley Nº 28876 (Junio de 2006) Establece la recuperación anticipada del impuesto general a las ventas de electricidad en empresas que utilizan recursos hidráulicos y energías renovables. Law Nº28876 (June 2006) It sets forth the early recovery of the value-added tax levied on the sales of electricity in companies that use hydraulic resources and renewable energies. En el Perú los inversionistas tienen el derecho a celebrar contratos de estabilidad jurídica y tributaria, así como de libre disponibilidad de divisas. Además, de ser necesario pueden viabilizar la implementación de proyectos de infraestructura pública o de prestación de servicios públicos, bajo la modalidad de asociación público– privada para agilizar los procesos de promoción a la inversión privada. In Peru, investors have the right to enter into juridical and tax stability agreements, and to free availability of foreign currency. Additionally, if necessary, they may implement public infrastructure or public service projects as public-private associations to expedite processes for the promotion of private investments.

15 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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d. Organización del subsector eléctrico La organización del subsector eléctrico permite a sus agentes participar en la regulación y promoción de éste con la finalidad de alcanzar los objetivos de la política energética y obtener acuerdos concertados para promover la sinergia entre los derechos de las empresas eléctricas a realizar actividades y negocios, los derechos del usuario final por un buen servicio y la protección del medio ambiente. d. Organization of the Electricity Subsector The organization of the electricity subsector allows its stakeholders to participate in the regulation and promotion of this sector in order to achieve the energy policy objectives and make agreements to encourage synergy between the rights of electricity companies to carry out activities and businesses, and the rights of final users to a good service and environmental protection.

Organización del Subsector Eléctrico Organization of the Electricity Subsector Agentes Agents MINEM DGE

Promoción Promotion Ministerio de Energía y Minas Ministry of Energy and Mines Dirección General de Electricidad Electricity General Directorate

DGER

Dirección General de Electrificación Rural Rural Electrification General Directorate

DGEE

Dirección General de Eficiencia Energética Energy Efficiency General Directorate

DGAAE OGGS PROINVERSIÓN Regiones y Localidades COES OSINERGMIN MINAM - OEFA INDECOPI DEFENSORIA DEL PUEBLO

Regulación Regulation

Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos General Directorate of Energy-Related Environmental Affairs Oficina General de Gestión Social Social Management Office Agencia de Promoción de la Inversión Privada Private Investment Promotion Agency Gobiernos Regionales y Locales Regional and Local Governments Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Committee for the Economic Operation of the National Interconnected System Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Supervisory Agency for Energy and Mining Investment Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental - MINAM Agency of Environmental Evaluation and Auditing - MINAM Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual Institute for the Defense of Competition and Intellectual Property Defensoria del Pueblo Ombudsman Office EMPRESAS ELÉCTRICAS ELECTRIC COMPANIES CLIENTES FINALES FINAL CUSTOMERS

16 SUBSCETOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

MARCO GENERAL - GENERAL FRAMEWORK

Funciones de los agentes respecto al desarrollo del subsector eléctrico DGE Dirección General de Electricidad Otorga los derechos para la realización de actividades eléctricas. Éstas comprenden la realización de estudios y construcción de infraestructura eléctrica. Además, según sea el caso requiere de la aprobación previa de la DGAAE a los estudios de impacto ambiental. Esta responsabilidad de otorgamiento es compartida con los gobiernos regionales y según los criterios indicados por la norma. También promueve los proyectos eléctricos, norma las políticas del gobierno central sobre el desarrollo del subsector eléctrico y propone los estándares eléctricos de la norma técnica peruana. DGER Dirección General de Electrificación Rural Planifica y promueve las obras de electrificación rural de acuerdo al plan del mismo nombre, en coordinación con los gobiernos regionales y locales, y las entidades privadas y estatales especializadas. Cabe señalar que en las zonas de pobreza y extrema pobreza, estas obras son subsidiadas por el Estado. DGEE Dirección General de Eficiencia Energética Propone la política de eficiencia energética. Ésta comprende el uso de las energías renovables y no renovables. En tal sentido se encarga de formular el Plan Energético Nacional y actualizar el Balance de Energía. DGAAE Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos Evalúa y aprueba los estudios ambientales de los proyectos eléctricos de acuerdo a las políticas del Ministerio del Ambiente (MINAM) y los estándares ambientales vigentes en la normatividad nacional. OGGS Oficina General de Gestión Social Brinda el apoyo necesario en pro de la relación armoniosa entre las empresas y la población local para lograr el desarrollo sostenible de los proyectos eléctricos.

PROINVERSION Agencia de Promoción de la Inversión Privada Promueve los proyectos eléctricos y lleva a cabo los procesos de licitación encargados por el MINEM. Gobiernos Regionales y Locales. Al igual que la DGE, otorga derechos eléctricos de acuerdo a su competencia y promueve los proyectos de electricidad de su región en concordancia con los planes nacionales y sus propios planes de desarrollo. COES Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Este organismo técnico coordina la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. También, planifica el desarrollo de la transmisión del SEIN y administra el mercado de corto plazo. El COES está conformado por todos los agentes del SEIN, generadores, transmisores, distribuidores y usuarios libres. OSINERGMIN Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Determina los precios de referencia de electricidad en base a la política de precios establecida por la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). También supervisa y fiscaliza el cumplimiento de los contratos de concesión eléctrica, y en general las actividades eléctricas de las empresas. En este sentido, OSINERG norma los procedimientos necesarios para sus actividades y ejerce la aplicación de las sanciones respectivas. MINAM-OEFA Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental MINAM Supervisa y fiscaliza los efectos de las actividades eléctricas en el ambiente, según lo establecido en la política ambiental y los estándares vigentes en la normatividad nacional. Asimismo, ejerce la aplicación de las sanciones respectivas.

INDECOPI Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual Evalúa y aprueba las fusiones y adquisiciones entre empresas con la finalidad de resguardar la competencia frente a la influencia de los grupos económicos que poseen participación en las diversas empresas eléctricas del país. DEFENSORIA DEL PUEBLO Defiende la competencia del mercado eléctrico y los derechos de los consumidores. Emite opinión y sugerencias a nivel persuasivo en protección a los derechos constitucionales de la persona y la comunidad para asegurar el cumplimiento de los deberes de la administración pública y la prestación de los servicios públicos a la ciudadanía, en este caso del servicio de electricidad. Empresas Eléctricas Éstas son las empresas de generación, transmisión y distribución eléctrica tanto privadas como estatales. En lo que respecta a las empresas estatales, el Fondo Nacional de Financiamiento del Estado (FONAFE) es la entidad que agrupa a las empresas del Estado con el objeto de normar y dirigir la actividad empresarial del aparato estatal, y que también incluye a ADINELSA, la empresa estatal que administra la infraestructura de electrificación rural subsidiada por el Estado. Clientes Finales Son los consumidores directos que demandan electricidad para uso residencial o para realizar sus actividades industriales y económicas. Cabe señalar que los grandes consumidores tienen la opción de ser clientes libres (precio a libre negociación). En tal sentido, la Sociedad Nacional de Industrias (SNI) es la institución sin fines de lucro que asocia a las empresas industriales más representativas del país.

17 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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Responsibilities of the Agents in the Development of the Electricity Subsector DGE Electricity General Directorate It grants the rights to carry out electricity related activities. They include the performance of studies and the construction of electric infrastructure. Additionally, as the case may be, it requires prior approval by DGAAE in case of environmental impact assessments. This responsibility to grant rights is shared with regional governments and is exercised according to the criteria provided under the laws. It also promotes electric power projects, governs the central government policies on the development of the electricity subsector, and proposes the electricity standards for the Peruvian technical rules. DGER Rural Electrification General Directorate It plans and promotes rural electrification works according to a plan in coordination with regional and local governments, and specialized private and public entities. In poverty and extreme poverty areas, these works are subsidized by the State. DGEE Energy Efficiency General Directorate It proposes the energy efficiency policy. It includes the use of renewable and non renewable energies. Therefore, it is in charge of preparing the National Energy Plan and updating the Energy Balance. DGAAE General Directorate of Energy-Related Environmental Affairs It evaluates and approves the environmental studies of electric power projects according to the policies of the Ministry of Environment (MINAM) and the national environmental standards in force. OGGS Social Management Office It supplies the necessary support to keep a harmonious relationship between companies and local population to achieve a sustainable development of electricity projects.

PROINVERSION Private Investment Promotion Agency It promotes electricity projects and calls for tenders as requested by MINEM. Regional and Local Governments Like the DGE, it grants electricity rights according to its authority and encourages electricity projects in their regions according to the national plans and their own development plans. COES Committee for the Economic Operation of the National Interconnected System This technical organization coordinates the operation of the National Interconnected Electric System (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN) at a minimum cost, ensuring security of the system and the best use of power resources. Also, it plans the development of transmission in the SEIN and manages the short-term market. COES is made up by all stakeholders of the SEIN, generators, transmission companies, distributors, and free users. OSINERGMIN Supervisory Agency for Energy and Mining Investment It establishes the benchmark electricity rates based on the rate policy set by the Electrical Concession Law (LCE). It also supervises and fiscalizes the performance of electric concession agreements, and, in general, electric power activities of companies. To this respect, OSINERG regulates the necessary procedures to carry out its activities and applies sanctions when necessary. MINAM-OEFA Agency of Environmental Evaluation and Auditing - MINAM It supervises and fiscalizes the effects of electricity related activities in environment according to the environmental policy and national rules in force. Furthermore, it applies the relevant sanctions.

INDECOPI Institute for the Defense of Competition and Intellectual Property It evaluates and approves the mergers and acquisitions among companies in order to safeguard competition, considering the influence of economic groups that participate in electric companies in the country. Ombudsman Office It defends competition in the electricity market and the rights of consumers. It gives its opinion and recommendations regarding the protection of constitutional rights of people and the community to ensure compliance with the duties of public administration and the supply of public services to citizens, in this case, the electricity service. Electric Companies They include private and public companies engaged in electricity generation, transmission and distribution. As far as state-owned companies are concerned, the National Fund of State Financing (Fondo Nacional de Financiamiento del Estado - FONAFE) is the institution that gathers public institutions in order to conduct and govern the state business activity. It also includes ADINELSA, the state-owned company that manages rural electrification infrastructure subsidized by the State. Final Customers They include the direct consumers requiring electricity for residence use or to carry out industrial and economic activities. Large consumers have the option to be free customers (freely negotiated price). The National Society of Industries (Sociedad Nacional de Industrias - SNI) is the non-for-profit institution that gathers the most representative industrial companies in the country.

Fuente / Source: MINEM – DGE Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

18 SUBSCETOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

MARCO GENERAL - GENERAL FRAMEWORK

e. Garantías a la inversión y aspectos tributarios

Central u organismos públicos descentralizados, gobiernos regionales o gobiernos municipales, previo pago de los impuestos de ley, lo siguiente:

Garantías a la inversión Los inversionistas extranjeros y las empresas en las que estos participan tienen los mismos derechos y obligaciones que los inversionistas y las empresas nacionales sin más excepciones que las que establece la Constitución Política del Perú y las disposiciones del Decreto Legislativo Nº 662. El ordenamiento jurídico nacional, bajo ningún supuesto, discrimina entre inversionistas ni entre empresas nacionales y extranjeras. Los inversionistas nacionales y extranjeros gozan de los mismos derechos respecto a las propiedades que adquieran en territorio nacional. No obstante, la Constitución Política, en su artículo 71º, establece que los inversionistas extranjeros no pueden adquirir directa o indirectamente, ni poseer título alguno sobre minas, tierras, bosques, aguas, combustibles, ni fuentes de energía dentro de los 50 km de fronteras, excluyéndose solo a aquellos casos particulares expresamente autorizados mediante un Decreto Supremo aprobado por el Consejo de Ministros. En lo que respecta a las inversiones extranjeras, el marco jurídico nacional dispone que éstas queden autorizadas automáticamente y, que una vez efectuadas, deben registrarse ante la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN), básicamente con fines estadísticos. De otro lado, se garantiza el derecho de los inversionistas extranjeros a transferir al exterior, en divisas libremente convertibles, sin autorización previa de ninguna autoridad del Gobierno

• E l íntegro de los capitales provenientes de las inversiones realizadas. • El íntegro de los dividendos o las utilidades provenientes de su inversión. Convenios de estabilidad jurídica Los Convenios de Estabilidad Jurídica otorgan ciertas garantías a los inversionistas extranjeros y nacionales que pretendan realizar actividades económicas vinculadas a cualquier sector a fin de proporcionar un régimen de estabilidad. Estos convenios son suscritos por la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN), y/o por el ministerio del sector correspondiente, en representación del Estado Peruano. Los Convenios de Estabilidad Jurídica podrán celebrarse con anterioridad o dentro de los 12 meses siguientes a la obtención del título habilitante, la suscripción de estos otorga al titular la invariabilidad de los regímenes y derechos específicos por un plazo de 10 años contados desde su suscripción. En el caso de los convenios celebrados al amparo del Texto Único Ordenado de las Normas con Rango de Ley que Regulan la Entrega en Concesión al Sector Privado de las Obras Públicas de Infraestructura y de Servicios Públicos, aprobado por D.S. Nº 059-96-PCM, su vigencia se aplicará por todo el plazo de la concesión. Podrán acogerse al régimen de estabilidad jurídica, los inversionistas nacionales y extranjeros y las empresas receptoras de dichas inversiones, siempre que se comprometan, como mínimo y en un plazo no mayor de 2 años contados a partir de la fecha de celebración del convenio o de la fecha de título habilitante, a efectuar:

19 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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• Aportes dinerarios canalizados a través del Sistema Financiero Nacional al capital de una empresa establecida o por establecerse. • I nversiones de riesgo que formalicen con terceros por un monto que no sea inferior a US$ 5 millones (Ley Nº 27342).

Impuesto General a las Ventas (IGV) El Impuesto General a las Ventas (IGV) es un impuesto al consumo de liquidación mensual que grava el valor agregado en cada transacción realizada en las distintas etapas del ciclo económico, empleando un esquema de débitos y créditos.

Impuestos a la Renta El Impuesto a la Renta peruano es un impuesto que grava las rentas (utilidades o beneficios) obtenidas por los contribuyentes que califican como domiciliados en el país sin tener en cuenta la nacionalidad de las personas naturales, el lugar de constitución de las empresas, ni la ubicación de la fuente productora de la renta. Adicionalmente, el Impuesto a la Renta resulta aplicable a los sujetos que califican como contribuyentes no domiciliados en el país, pero únicamente con relación a las rentas que estos generen y que califiquen como de “fuente peruana”. Este impuesto se liquida y paga anualmente, aunque existe la obligación de efectuar pagos mensuales a cuenta. A efecto de determinar el Impuesto a la Renta que deberá pagarse y la incidencia económica de éste sobre las inversiones extranjeras, será imprescindible tener en cuenta los convenios que el Perú ha celebrado con otros países para evitar la doble tributación. Asimismo, es importante mencionar el Decreto Legislativo Nº 1058, que establece el Régimen de Depreciación Acelerada para la inversión en la generación de electricidad con el uso de fuentes renovables. Aplicable a centrales que entren en operación comercial a partir del 29 de junio de 2 008. Esta depreciación acelerada es aplicable a las maquinarias, equipos y obras civiles necesarias para la instalación y operación de las centrales que se adquieren o construyen a partir de la vigencia de la norma.

Este impuesto opera de la siguiente forma: El impuesto a pagar se determina mensualmente deduciendo del Impuesto Bruto, monto resultante de aplicar la tasa del impuesto sobre la base imponible* el Crédito Fiscal, es decir el IGV pagado por todas las adquisiciones de bienes y servicios efectuadas, de tal manera que sólo la diferencia entre estos 02 montos es lo que se pagar1 efectivamente al fisco. Cabe señalar que existe un régimen especial para la recuperación anticipada del IGV, según lo establece el Decreto Legislativo Nº 973. Más información visite: www.mef.gob.pe www.sunat.gob.pe * La base imponible está constituida por: a) Venta de bienes: Valor de venta b) Prestación o utilización de servicios: Total de la retribución c) Contratos de construcción: Valor de construcción d) Venta de inmuebles: Ingreso percibido e) Importaciones: Valor en Aduana más los respectivos derechos e impuestos.

20 SUBSCETOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

MARCO GENERAL - GENERAL FRAMEWORK

e. Guarantees for Investment and Taxation Guarantees for Investment Foreign investors and their companies have the same rights and responsibilities than local investors and companies without further exceptions than those stipulated in the Peruvian Constitution and Legislative Decree Nº 662. National rules do not discriminate at all foreign investors and companies. Local and foreign investors have the same rights regarding properties acquired in the national territory. However, the Political Constitution, in its article 71º, stipulates that foreign investors may not purchase, directly or indirectly, or have any title whatsoever on, mines, lands forests, water, fuels, energy sources within a span of 50 km next to the borderlines. Any particular exception must be authorized through Supreme Decree approved by the Board of Ministers. In relation to foreign investments, the national laws provide that they must be authorized automatically and that, once they are made, they must be registered in the Private Investment Promotion Agency (PROINVERSIÓN), with statistical purposes mainly. Foreign investors also enjoy the right to transfer overseas in foreign currency the funds listed below, without any exchange restriction or prior authorization by any Central Government authority or decentralized public organization, regional or municipal governments, upon payment of the applicable legal taxes: • All earnings from investments. • A ll dividends or profits from their investments.

Juridical Stability Agreements Juridical Stability Agreements grant certain guarantees to foreign and local investors intending to carry out economic activities related to any sector in order to provide for a stability framework. These agreements are entered into by the Private Investment Promotion Agency (PROINVERSIÓN), and/or the ministry of the relevant sector, on behalf of the Peruvian State. Juridical Stability Agreements may be entered into before or within the twelve months following the authorization. These agreements guarantee to the holders of the concessions that the specific schemes and rights granted will not be amended for 10 years as from their execution. In case of the agreements entered into under the Rules governing Private Concessions in Infrastructure Public Works and Public Services, approved by D.S. Nº 059-96-PCM, their validity will extend throughout the term of the concession. Local and foreign investors as well as the companies receiving their investment may be subject to that juridical stability scheme provided that they undertake -as minimum and in a term not longer than 2 years as from the date of execution of the agreement or the date of authorization- to do the following:

Income Tax Peruvian Income Tax is levied on the earnings (profits or benefits) obtained by tax payers which are residents in the country without considering the nationality of individuals, the place of incorporation of companies, or the location of the income source. Additionally, the Income Tax is applicable to those persons that qualify as non resident tax payers in the country, but only in relation to the earnings from a “Peruvian source”. This tax is settled and paid on a yearly basis, even though there is an obligation to make monthly advance payments. In order to determine the Income Tax to be paid and the economic effect on foreign investments, it is essential to take into consideration the agreements entered into by Peru to prevent double taxation. Furthermore, it is important to mention Legislative Decree Nº1058, which provides for an Accelerated Depreciation Scheme for investments in electricity generation using renewable sources. It is applicable to power plants starting their business operation on June 29, 2008. This accelerated depreciation is applicable to machineries, equipment and civil works necessary for the installation and operation of power plants acquired or built as from the effective date of the rule. Value-Added Tax (IGV)

• M oney contributions through the National Financial System to the capital stock of a company incorporated or to be incorporated. • R isk investments with third parties for an amount not lower than US$ 5 million (Law Nº 27342).

The Value-Added Tax (IGV) is a tax on consumption paid monthly levied on the value added in each transaction performed in the different stages of economic activities, using a debit and credit scheme.

21 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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This tax is applied as follows: The tax payable is determined monthly by deducting the Gross Tax resulting from applying the tax rate on the taxable basis the Tax Credit; in other words, the IGV paid for all purchases of goods and services made so that only the difference between these 02 amounts is the sum payable to the tax authority. There is a special regime for early IGV recovery, as provided for under Legislative Decree Nยบ 973. For more information, visit: www.mef.gob.pe www.sunat.gob.pe * The taxable basis in made up of: a) Sale of goods: sale value. b) Supply or use of services: Total compensation. c) Construction agreements: Construction value. d) Sale of real estates: Earnings. e) Imports: Value in customs plus the relevant duties and taxes.

22 SUBSCETOR ELร CTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

Un negocio donde ganamos todos. A win-win business situation.

INFRAESTRUCTURA Y MERCADO INFRASTRUCTURE AND MARKET

2. Infraestructura y Mercado a. Alcances de la infraestructura eléctrica

Asimismo, y en virtud de la desintegración vertical de las actividades eléctricas establecidas por la Ley de Concesiones Eléctricas, el esquema del negocio eléctrico presenta 03 clases de actividades:

Las centrales de generación dispersas en el territorio nacional producen electricidad a partir de la transformación de una fuente de energía térmica, química, mecánica, luminosa, etc. El grado de dispersión depende del tipo de tecnología y aspectos técnico económicos que implican la necesidad de ubicarse cerca a la fuente o punto de abastecimiento de los recursos energéticos. Las empresas de generación operan este tipo de infraestructura y opcionalmente utilizan pequeños sistemas de transmisión para transportar la electricidad hacia los grandes sistemas de transmisión, los cuales se asemejan a grandes vías o troncales.

• Generación. • Transmisión. • Distribución de energía.

Los sistemas de transmisión de gran enverga dura conducen la energía generada a través de líneas de transmisión de 500, 220 y 138 kV

La gran infraestructura que se necesita para llevar electricidad hasta los usuarios finales requiere de 03 tipos de instalaciones secuenciales. Éstas son: • Centrales de generación. • Sistemas de transmisión. • Sistemas de distribución.

hasta los sistemas de distribución. Las empresas transmisoras poseen un extenso alcance territorial que puede llegar a cubrir varias regiones o países. Los sistemas de distribución permiten transportar la electricidad proveniente de los sistemas de transmisión hasta los usuarios finales. Las empresas distribuidoras disponen de un espacio territorial más focalizado, es decir a nivel ciudad, distrito o poblado, y opcionalmente pueden operar pequeños sistemas de transmisión a fin de conectarse a los grandes sistemas de transmisión y retirar electricidad hacia sus sistemas de distribución. En el Perú, el sistema eléctrico opera a una frecuencia nominal de 60 Hz.

INFRAESTRUCTURAS Y MERCADO - INFRASTRUCTURE AND MARKET

2. Infrastructure and Market a. Scope of Electric Infrastructure The large infrastructure required to bring electricity to final users includes 03 types of sequential facilities: • Generation plants. • Transmission systems. • Distribution systems. Furthermore, according to the vertical structure of electricity activities provided under the Electrical Concession Law, electricity businesses involve 03 types of activities: • Generation. • Transmission. • Distribution.

Generation plants throughout the national territory produce electricity by transforming a source of thermal, chemical, mechanical, light or other energy. Their location depends on the type of technology and technical and economic aspects because they have to be located near the source or point of supply of energy resources. Generation companies operate this type of infrastructure and optionally, use small transmission systems to transport electricity to the large transmission systems, similar to large or main roads.

The distribution systems allow transporting electricity from transmission system to final users. Distribution companies have a more focused territory, in other words, they operate at a city, district or town level, and optionally, they may operate small transmission systems in order to connect to large transmission systems and bring electricity towards their distribution systems. In Peru, the electricity system operates at a 60 Hz nominal frequency.

Large transmission systems transport the energy generated through 500, 220 and 138 kV transmission lines to the distribution systems. Transmission companies have a wide coverage that may include several regions or countries.

Esquema de la Infraestructura Eléctrica Electric Infrastructure Scheme Empresas Generadoras Generation Companies

Central Generadora Generation Plant

Empresa Transmisora Transmission Company

Estación Elevadora Boosting Station

Red de Transporte Transport Network

Empresas Distribuidoras Distribution Companies

Subestación de Transformación Transformation Substation

Clientes Finales Final Customers

Estación Cliente Industrial Transformadora Industrial Customer de Distribución Distribution Transformer Station

Centro de Transformación Transformation Station

Cliente Residencial Residential Customer

25 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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b. Empresas eléctricas representativas

b. Major Electric Companies

Hoy en día, en el mercado eléctrico participan 57 empresas eléctricas representativas, tanto estatales como privadas, de las cuales 27 son de generación, 07 de transmisión y 24 de distribución. Asimismo, existen las denominadas industrias autogeneradoras que operan centrales de generación eléctrica para abastecer de manera parcial o total la demanda de electricidad de sus propias actividades industriales. En el siguiente cuadro está el listado de las empresas eléctricas representativas del subsector y los indicadores que reflejan su extensión o tamaño.

Today, the electricity market has 57 major electric companies, including both private and state, out of which 27 are engaged in generation, 07 in transmission, and 24 in distribution. Likewise, there are self-generation industries that operate power generation plants to supply totally or partially the electricity demand of their own industrial activities. The following table shows a list of the major electric companies and the indicators that show their extension or size.

26 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

INFRAESTRUCTURAS Y MERCADO - INFRASTRUCTURE AND MARKET

Empresas eléctricas representativas, a diciembre 2011 Major Electric Companies, as of December 2011 Generadoras / Generation Companies

Transmisoras / Transmission Companies

Abreviatura Abbreviation

Hidráulica Hydropower

Térmica Thermal Power

Total

Nº

Abreviatura Abbreviation

500 kV

138 kV

Total

Nº

3 069

1 238

4 306

EDELNOR

710

839

LUZ DEL SUR

428

ELDUNAS

EDEGEL

568

1 015

1 583

REP

ENERSUR

130

956

1 086

TRANSMANTARO

DUKE EGENOR

351

344

695

REDESUR

428

KALLPA

602

ISA

262

SN POWER

264

ETESELVA

392

CELEPSA

220

ETENORTE

TERMOSELVA

203

CONENHUA

CHINANGO

EEPSA

185

Abreviatura Abbreviation

220 kV

203

Número de clientes finales Number of Final Customers

Longitud (km) por nivel de tensión Length (km) per voltage level

Capacidad instalada (MW) Installed Capacity (MW) Nº

Distribuidoras / Distribution Companies

131

260

148

Regulado Regulated

Libre Free

Total

1 143 945

1 144 034

894 454

894 471

187 233

187 238

392

EDECAÑETE

31 321

392

TOCACHE

13 649

342

EMSEMSA

7 833

148

EMSEU

7 811

SERSA

5 617

COELVISAC

2 215

185 159

159

SHOUGESA

EPASA

1 114

GEA

EDELSA

1 512

SINERSA

SDF ENERGIA

AIPSAA

CORONA

SANTA CRUZ

GEPSA PETRAMÁS

MAJA

10 5

3,8

5 3,8

LANGUI

3,3

SANTA ROSA

2,9

SAN HILARIÓN

0,6

SUBTOTAL

1 812

2 220

3 455

5 268

SUBTOTAL

5 091

1 668

6 848

SUBTOTAL

2 296 704

116

2 296 820

618 174

ELECTROPERU

1 008

1 096

ELNM

618 171

EGASA

177

154

331

ELC

573 357

SAN GABÁN

110

122

ENOSA

365 833

365 834

EGEMSA

109

ELSE

353 992

353 998

EGESUR

ENSA

351 236

351 242

SEAL

326 091

326 100

ELOR

215 199

215 200

ELPUNO

197 761

ELS

129 679

ELU

63 077

CHAVIMOCHIC

6 267

SUBTOTAL

1 422

296

1 717

TOTAL

3 234

3 751

6 985

SUBTOTAL TOTAL

5 091

1 668

6 848

TOTAL

573 357

3 200 663

3 200 689

5 497 367

142

5 497 509

27 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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c. Infraestructura eléctrica de generación

Centrales Eléctricas de Generación mayores de 18 MW Power Generation Plants over 18 MW Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011

El mercado eléctrico tiene un parque de C.H. Charhuaquero (100 MW) generación compuesto por 45 centrales elécC.T. Nueva Tumbes (19 MW) tricas mayores de 18 MW, las cuales suman C.H. Poechos I y II (39 MW) una capacidad instalada total de 6 963 MW. C.T. Piura (35 MW) Este grupo está compuesto por 23 centraC.T. Malascas (121 MW) les hidroeléctricas que suman 3 152 MW C.T. Tablazo (29 MW) y por 28 centrales termoeléctricas que suman 3 811 MW. Cabe señalar que C.T. Maple Etanol (37 MW) 09 de las centrales termoeléctricas C.T. Emergencia Piura (80 MW) operan con gas natural y alcanzan C.T. Chiclayo (27 MW) un total de 2 658 MW.

C.T. Inquitos Diesel Wartsila (48 MW) C.T. Taropo (24 MW) C.T. Yarinacocha (25 MW) C.T. Aguaytia (203 MW) C.H. Malpaso (54 MW)

C.H. Gallito Ciego (34 MW) C.T. Trujillo (21 MW)

c. Generation Infrastructure

C.H. Yuncán (130 MW) C.H. Yaupi (108 MW)

C.H. Cañon del Pato (247 MW)

The electricity market has a generation park made up by 45 power plants with a capacity higher than 18 MW, which, in the aggregate, account for an installed capacity of 6 963 MW. This group includes 23 hydropower plants that total 3 152 MW, and 28 thermal power plants that total 3 811 MW. Nine out of the thermal power plants operate with natural gas and reach 2 658 MW.

C.T. Chimbote (43 MW)

C.H. Yanango (42 MW)

C.H. Cahua (40 MW)

C.H. Chimay (143 MW)

C.T. Paramonga (23 MW)

C.H. Huanchor (20 MW)

C.H. Huinco (258 MW)

C.H. S.A. Mayolo (798 MW)

C.T. Ventanilla (524 MW)

C.H. Restitución (210 MW)

C.T. Oquendo (39 MW)

C.H. Platanal (220 MW)

C.T. Santa Rosa (491 MW)

C.H. Machupichu (90 MW) C.H. San Gabán II (110 MW)

C.T. Atocongo (42 MW) C.H. Huampani (31 MW) C.H. Callahuaca (83 MW)

C.T. Chilina (48 MW)

C.H. Moyopampa (75 MW)

C.S. majes (20MW) C.H. Charcani (177 MW)

C.H. Matucana (120 MW) Plantas Hidoelécrticas Hydropower Plants Plantas Termoeléctricas - Gas Natural Thermal Power Plants - Natural Gas Plantas Termoeléctricas - Carbón Thermal Power Plants - Coal Plantas Termoeléctricas - Diesel, Residuales Thermal Power Plants - Diesel, Waste Plantas Termoeléctricas - Bagazo Thermal Power Plants - Bagasse Plantas Solares Solar plants

C.T. Kallpa (952 MW)

C.S. Repartición (20 MW)

C.T. Chila 1 (560 MW)

C.H. Aricota 1 y 2 (36 MW)

C.T. Las Flores (193 MW) C.T. Pisco (75 MW) C.T. Independencia (23 MW) C.T. San Nicolás (69 MW)

C.T. Llo 1 (261 MW) C.T. Llo 2 (135 MW) C.T. Mollendo (32 MW) C.T. Emergencia Mollendo (62 MW)

28 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

INFRAESTRUCTURAS Y MERCADO - INFRASTRUCTURE AND MARKET

Sistema de Transmisión de Electricidad a nivel nacional National Electricity Transmission System

d. Infraestructura de la transmisión El mercado eléctrico tiene un sistema eléctrico de transmisión interconectado denominado Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que cubre grandes extensiones del territorio nacional con redes en alta tensión a tensiones nominales de 60, 138, 220 y 500 kV. Cabe señalar que para el SEIN, este último nivel de tensión es reciente y estará en proceso de expansión en el corto y mediano plazo. Asimismo, existen sistemas aislados dispersos de diferente extensión, en su mayoría con tensiones nominales aplicadas a sistemas de distribución.

Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2012.

d. Transmission Infrastructure The electricity market has an interconnected transmission system called National Interconnected Electric System (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN) that covers large areas of the national territory with high voltage networks at nominal voltages of 60, 138, 220 y 500 kV. For SEIN, the 500 kV voltage level is new and it will be expanded in the short and medium term. Furthermore, there are isolated systems of different sizes, mostly with nominal voltages applied to distribution systems.

DESCRIPCIÓN DESCRIPTION

EXISTENTES EXIXTING

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 kV / 500 kV TRANSMISION LINE LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV / 220 kV TRANSMISION LINE LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 138 kV / 130 kV TRANSMISION LINE LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 33-50-60-66 kV / 33-50-60-66 kV TRANSMISION LINE SUBESTACIÓN / SUBSTATION CENTRAL HIDÁULICA / HYDROPOWER PLANT CENTRL TÉRMICA / THERMAL POWER PLANT CENTRL EÓLICA / WIND PLANT CENTRAL SOLAR / SOLAR PLANT RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN / GENERATION COLD RESERVE CAPITAL DE DEPARTAMENTO / DEPARTAMENT CAPITAL CITY GASEODUCTO CAMISEA / CAMISEA GAS PIPELINE PLANTA DE FRACCIONAMIENTO / FRACTIONATION PLANT

ACTUALIZADO A AGOSTO 2012 / UPDATED AS OF AUGUST 2012

29 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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e. Infraestructura eléctrica de distribución

Zonas de concesión otorgadas para sistemas de distribución eléctrica Concession Zones granted for Electricity Distribution Systems

El mercado eléctrico tiene sistemas eléctricos de distribución dentro de las zonas de concesión otorgadas a empresas distribuidoras, tal y como se muestra en el siguiente mapa. Las empresas distribuidoras expanden sus sistemas eléctricos de distribución dentro de la zona otorgada. Al respecto, la mayoría de los grandes sistemas de distribución se encuentran conectados al SEIN, los más pequeños operan de forma aislada y se denominan Sistemas Aislados de Distribución. Las redes de distribución operan en media tensión a 22,9 y 10 kV, y en baja tensión a 0,4, 0,38 y 0,22 kV. Este última es por lo general la tensión de suministro que se aplica a las zonas residenciales.

Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Concesiones Eléctricas

e. Distribution Infrastructure The electricity market has electricity distribution systems in the concession areas granted to distribution companies, as shown in the map below. The distribution companies implement their distribution electric systems within the area granted. Most of the large distribution systems are connected to the SEIN; the smallest ones operate in an isolate manner and are called Isolated Distribution Systems. The distribution networks operate at medium voltage at 22,9 and 10 kV, and at low voltage at 0,4, 0,38 and 0,22 kV. Low voltage is usually the supply voltage applied to residential areas.

CONCESIÓN DE DISTRIBUCIÓN / DISTRIBUTION CONCESSION CONCESIONES DE DISTRIBUCIÓN EMPRESAS CONCESIONARIAS / CONCESSIONAIRES EMPRESA CONSECIONARIAS

CONSORCIO ELECTRICO DE VILLACURI SAC CONSORCIO ELÉCTRICO DE VILLACURIS SAC DIRECCION GENERAL DE ELECTRIFICACION RURAL. DIRECCIÓN GENERAL DE ELECTRIFICIACIÓN RURAL ELECTRO DUNAS S.A.A. SAA ELECTRO DUNAS ELECTRO SURSUR ESTEESTE S.A.A. SAA ELECTRO ELECTRO TOCACHE S.A. SA ELECTRO TOCACHE ELECTRO UCAYALI S.A. SA ELECTRO UCAYALI ELECTROCENTRO S.A. SA ELECTROCENTRO ELECTRONOROESTE S.A SA ELECTRONORESTE EMP DISTRIBUCION ELECTRICA CAÑETE SA CAÑETE SA EMPDEDE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EMP DE SERV PUB DE ELECTPUB DEL NORTE SA DEL NORTE SA EMPREG REG DE SERVICIOS DE ELECT EMP.DE ADMIN. DE INFRAEST. ELECTRICA S.A ELÉCTRICA SA EMP DE ADMIN DE INFRAESTRUCT EMP.DE DISTRIB.ELECT.DE LIMA NORTE S.A.A DE LIMA NORTE SAA EMP DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EMP.DE SERV.ELECT.MUNIC.DE PARAMONGA MUNICIPAL SA EMP DE SERVICIOS ELÉCTRICOS DE PARAMONGA SA EMP.DIST.Y RAMON EMP DISCOMER.DE Y COMERELEC.SAN DE ELEC SANS.A.RAMÓN SA

EMPR.MUNIC.DE SERVIC.ELECT.UTCUBAMBA SAC EMP MUNICIPAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS UTCUBAMBA SAC EMPRESA DE INTERES LOCAL HIDROELECTRICA CHACAS S.A. CHACAS SA EMPRESA DE INTERES LOCAL HIDROELÉCTRICA

EMPRESA REGIONAL DE SERVDE PUBLICO DE ELECTRICIDAD DE PUNO S.A.A. EMPRESA REGIONAL SERVICIOS PÚBLICO DE ELECTRICIDAD DE PUNO SAA

EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD ORIENTE - ELECTRODEL ORIENTE EMPRESA REGIONAL DE SERVICIOS PÚBLICO DEDELELECTRICIDAD ORIENTE - ELECTRO ORIENTE EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD SUR S.A.- ELECTROSUR S.A. SA - ELECTRO SUR SA EMPRESA REGIONAL DE SERVICIOS PÚBLICO DEDELELECTRICIDAD DEL SUR

EMPRESA REGIONAL DE SERVICIO PUBLICO DE ELECTRICIDAD SOCIEDAD ANONIMA - HIDRANDINA EMPRESA REGIONAL DE SERVICIOS PÚBLICO DEELECTRONORTEMEDIO ELECTRICIDAD ELECTRONORTEMEDIO SA - HIDRANDINA LUZ SURSUR S.A.A.SAA LUZDEL DEL

PERU PERUMICROENERGIA MICOENERGÍA

PROYECTO ESPECIAL CHAVIMOCHIC PROYECTO ESPECIAL CHAVIMOCHIC SERVICIOS ELECTRICOS RIOJA S.A. SERVICIOS ELÉCTRICOS RIOJA SA

SOCIEDAD ELECTRICA DEL SURDEL OESTE S.A.OESTE -SEAL SA - SEAL SOCIEDAD ELÉCTRICA SUR Departamento DEPARTAMENTO / DEPARTMENT

30 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

INFRAESTRUCTURAS Y MERCADO - INFRASTRUCTURE AND MARKET

Principales transacciones que se realizan en el Mercado Eléctrico Nacional Major transactions in the National Electricity Market Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Vendedores Clientes Intermedios Sellers Intermediate customers

Mercado de precios Price Market

Mercado de Clientes Finales Final Customer Market

Mercado spot 1

Empresas Generadoras

Suministro mayor a 1 000 kW Supply over 1000 KW

(de la operación del sistema)

Spot Market

Generation Companies

Mercado Libre (de la libre negociación)

Free Market 4

* Suministro entre 200 y 1 000 kW Supply from 200 to 1000 KW

(Based on free negotiation)

Mercado Regulado

Empresas Distribuidoras

Clientes libres Free Customers

(Based on system operation)

(por cálculo del regulador)

Regulated Market

* Suministro entre 200 y 1 000 kW Supply from 200 to 1000 KW

* Nota: Si el suministro es entre 200 y 1 000 kW, el cliente tiene la opción de decidir entre ser un cliente libre o uno regulado, es decir podrá negociar libremente los precios o aceptar los precios y condiciones del mercado regulado. * Note: If the supply ranges from 200 to 1000 kW, the customer may choose between being a free customer or a regulated customer; in other words, he will be able to decide whether to negotiate freely the rates or accept the rates and conditions existing in the regulated market.

(Based on regulator calculation) 5

Distribution Companies

Mercado de Subastas (por resultado de subastas)

Auction Market

Suministro menor a 200 kW Supply under 200 kW

Clientes Regulados o del Servicio Público de Electricidad Regulated or Public Electricity Service Customers

(Based on auctions)

1. 1 Transacciones de energía y potencia entre generadores, a precio spot. 2. 2 Venta intermedia de electricidad de generadoras a distribuidoras a precios libre. También existen casos de venta intermedia de electricidad entre generadoras, a precio libre. 3. 3 Venta final de electricidad de distribuidoras a clientes libres finales, a precio libre. 4 Venta intermedia de electricidad de generadoras a 4. distribuidoras, a precios regulado.

5. 5 Venta final de electricidad de distribuidoras a clientes regulados finales, a precio regulado. 6 Venta intermedia de electricidad de generadoras 6. a distribuidoras, a precio establecido por subasta. Está previamente determinado que el objeto de la subasta es obtener contratos de energía y potencia para abastecer a los clientes regulados finales.

1. 1 Energy and power transactions between generators at spot price. 2. 2 Intermediate sale of electricity from generators to distributors at free rates. There are also several cases of intermediate electricity sale between generators, at free rates. 3. 3 Final sale of electricity from distributors to free final customers at free rates. 4 Intermediate sale of electricity from generators to 4. distributors at regulated rates.

5. 5 Final sale of electricity from distributors to final regulated customers at a regulated rate. 6 Intermediate sale of electricity from generators 6. to distributors at a price set in an auction. The purpose of the auction is to obtain energy and power contracts to supply final regulated customers.

31 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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f. El mercado eléctrico

f. Electricity market

En el negocio eléctrico, las empresas generadoras, las distribuidoras y los clientes finales son los agentes que participan activamente en el mercado eléctrico. Y de acuerdo a las alternativas para elegir o negociar el precio de electricidad, el mercado eléctrico se puede clasificar en:

In the electricity business, generation and distribution companies as well as final users are the stakeholders that actively participate in the market. According to the alternatives to select or negotiate the electricity rates, the electricity market may be classified into:

Mercado Spot Donde por defecto o por acuerdo se acepta que los precios de electricidad sean equivalentes a los valores de costo marginal, los cuales varían cada 15 minutos como resultado de la operación de despacho económico del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Spot Market Electricity rates, by default or upon agreement, are equivalent to marginal cost values, which vary every 15 minutes as a result of the economic dispatch operation of the National Interconnected Electric System (SEIN).

Mercado Libre Donde por acuerdo de las partes, los precios y condiciones de suministro se negocian libremente. Mercado Regulado Donde por acuerdo de las partes se aceptan los precios determinados por el regulador OSINERGMIN, así como las condiciones de suministro establecidas en la norma respectiva. Mercado de Subastas Donde por medio de subastas se establecen los precios de compra y venta de electricidad.

Free Market The parties agree upon the supply prices and conditions; they are freely negotiated. Regulated Market The parties agree to accept the rates set by the regulatory body OSINERGMIN, as well as the supply conditions set forth in the applicable rule. Auction Market The purchase and sale prices for electricity are set through auctions.

32 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

Impulsar el uso de la energĂa sostenible. Fostering the use of sustainable energy.

PRINCIPALES INDICADORES MAIN INDICATORS

3. Principales indicadores a. El sector energía y la electricidad Con relación al consumo de energía por recurso, en el Gráfico Nº 3 se muestra una mayor participación de los hidrocarburos (59%), seguido del grupo de los energéticos leña, bosta y yareta (18%) y la electricidad (17%). Con relación a los sectores que consumen más energía está el transporte (39%), seguido por el grupo de la actividad residencial, comercial y de servicio público (31%), y el grupo de la industria y la minería (25%), tal y como se observa en el Gráfico Nº 4. En los últimos años, la participación de la electricidad dentro de dicha matriz se ha mantenido casi constante con un promedio de 18%.

Gráfico Nº1: Sendero energético del Perú Graphic Nº1: Peruvian Energy Path Fuente / Source: INEI; MINEM, Anuarios Estadísticos de Electricidad

PBI / energía final (Mill US$/TJ) GDP / final energy (Mill US$/TJ)

El sendero energético del país en el periodo 2004-2010 representado en el Gráfico Nº 1 muestra una historia bien marcada entre los años 2004 hasta el 2007, donde hubo un incremento importante de la producción por unidad de energía final consumida (eficiencia económica de la energía: PBI/energía), y también en el PBI per cápita. En los años 2008 y 2009 decreció el primer indicador y se mantuvo el segundo, mientras que en el 2010 se recuperó la tendencia del periodo 2004-2007. En el Gráfico Nº 2, la tasa de crecimiento anual del consumo de energía final decreció a 4%, luego de haberse mantenido casi constante en 5% hasta el año 2008.

0,150

2007 2008

0,145 2006

0,140

2010

2005

2009

0,135 0,130 0,125 0,120

2004 2,2

2,4

2,6

2,8

3,0

3,2

PBI / percápita (Mill / hab) GDP / percapita (Mill / inhab)

PRINCIPALES INDICADORES - MAIN INDICATORS

3. Main indicators a. Energy Sector and Electricity The energy path in the country during 2004-2010 -see Graphic Nº 1- shows a clear trend from 2004 to 2007, with a significant increase of production by unit of final energy consumed (energy economic efficiency: GDP/energy), and also in the GDP per capita. During 2008 and 2009, the first indicator went down but the second one continued stable, while in 2010, the trend experienced during 2004-2007 came back. Graphic Nº2 shows that the annual growth rate of final energy consumption decreased to 4%, after keeping almost constant levels at 5% until 2008.

In relation to energy consumption by type of resource, Graphic Nº 3 shows a higher share of hydrocarbons (59%), followed by the group of energy resources firewood, manure and yareta (18%), and electricity (17%). In relation to the sectors that consume more energy, transport ranks first (39%), followed by the group of residence, trade and public service activities, (31%), and the group of industry and mining (25%), as shown in Graphic Nº 4. Recently, the share of electricity in that matrix kept almost constant at an average of 18%.

Gráfico Nº2: Crecimiento de la energía y participación de la electricidad Graphic Nº2: Energy Growth and Electricity Share Fuente / Source: MINEM, Anuarios Estadísticos de Electricidad, Balances Nacionales de Energía

Tasa anual de crecimiento de la energía (%) Annual rate of energy increase (%) 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% - 2% - 4% 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Gráfico Nº 4: Estructura del consumo final de energía por sectores Graphic Nº4: Structure of Final Energy Consumption by Sectors

Gráfico Nº3: Estructura del consumo final por recurso Graphic Nº3: Final Consumption by Resource

Fuente / Source: MINEM, Balances Nacionales de Energía

800 000

Terajoule Terajoule

Fuente / Source: MINEM, Balance s Nacionales de Energía

700 000 600 000

18%

500 000

17%

400 000

700 000

Fuente / Source: MINEM, Balance Nacional de Energía 2010

Carbón Mineral y Derivados Bagazo y Carbón Vegetal Coal and Derivatives Bagasse and Charcoal 4,2 % 1,6 %

600 000 25%

500 000 400 000 300 000

300 000

Gráfico Nº5: Estructura del consumo final de energía por fuentes Graphic Nº5: Structure of Final Energy Consumption by Source

Leña, Bosta y Yareta Wood, Manure and Yareta 16,2 %

39%

200 000

59%

100 000 0

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

100 000

31%

0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Energía Solar Solar Energy

Leña, Bosta y Yareta

Agropecuario, Agroindustria y Pesca Agriculture, Livestock Breeding, Agroindustry and Fishing

Wood, Manure and Yareta

No energético / Non energy

Beganzo y Carbón Vegetal Bagasse and Charcoal

Electricidad Electriciy

Industria y Minería / Industry and Mining

Carbón Mineral y Derivados Coal and Derivatives

Hidrocarburos Hydrocarbons

Residencial, Comercial, Servicio Público Residential, Commercial and Public Service

Transportes / Transportation

17,7 % Electricidad Electricity

60,5 % Hidrocarburos Hydrocarbons

TOTAL 654 217 TJ

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b. Indicadores del subsector eléctrico

b. Electricity Subsector Indicators

De acuerdo a las cifras del año 2011, el Perú es una nación de 29,5 millones de habitantes cuyas actividades antropogénicas demandan electricidad en 36 TW.h, lo que representa el 17,7% de la demanda total de energía final. Como resultado, el consumo per cápita de electricidad fue de 1 079 kW.h-habitante. Asimismo, la demanda de electricidad fue abastecida por una producción eléctrica total de 36 TW.h, 56% proveniente de centrales hidroeléctricas y 44% de termoeléctricas. Al final, el balance de demanda y producción en el subsector eléctrico resultó con una eficiencia de 88,4%. En el Cuadro Nº 1 se pueden observar los principales indicadores del subsector electricidad nacional. Respecto al parque de generación, la capacidad instalada disponible alcanzó 9 GW y se encuentra conformada por centrales hidroeléctricas (40%) y centrales térmicas (60%). Del total, el 85% produce energía para el mercado eléctrico y el 15% corresponde al otro grupo de centrales que pertenecen a empresas autoproductoras (generan para su uso propio). A fines del año 2011, la capacidad efectiva del parque de generación a nivel nacional fue de 8 GW, 42% hidroeléctrico y 58% térmico. En cuanto al sistema de transmisión, la longitud total de redes en 500, 220 y 138 kV fue de 11,382 km. Cabe señalar que la producción eléctrica por tipo de fuente tuvo la participación del 59% de hidroenergía, 34% gas natural, 4% diesel y residual y 3% Carbón mineral, como se observa en el Gráfico Nº 6.

According to the figures in 2011, Peru is a country with 29,5 million inhabitants which anthropogenic activities require electricity at 36 TW.h. This accounts for 17.7% of the total final energy demand. As a result, electricity consumption per capita was 1 079 kW.h-inhabitant. Likewise, the electricity demand was supplied by a total electricity production of 36 TW.h, 56% from hydroelectric power plants and 44% from thermal power plants. At the end, the demand and production ratio in the electricity subsector resulted in an efficiency of 88.4%. Table Nº 1 shows the main indicators of the national electricity subsector. Regarding the generation park, the available installed capacity reached 9 GW and it is made up by hydroelectric power plants (40%) and thermal power plants (60%). Out of the aggregate, 85% produces energy for the electricity market, and the remaining 15% is made up by the group of power plants that belong to self producing companies (generate for their own use). By the end of 2011, the effective capacity of the domestic generation park was 8 GW, 42% from hydropower plants, and 58% from thermal power plants. As far as the transmission system is concerned, the total network length in 500, 220 and 138 kV was 11,382 km. Electricity production by type of source is broken down into 59% from hydropower, 34% from natural gas, 4% from diesel and residual and 3% coal, as shown in Graphic Nº 6.

Gráfico Nº6: Producción en el mercado eléctrico por tipo de fuente energética Graphic Nº6: Production in the Electricity Market by Type of Energy Source Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011.

Gas Natural Natural Gas 37 %

Carbón Coal 2%

Diesel y Residual Diesel and Residual 2%

Cuadro Nº1: Principales indicadores del subsector eléctrico nacional Table Nº1: Main Indicators of the National Electricity Subsector Nivel nacional / Nationwide Población

Population

Partipación de la Electricidad en el consumo final de Energía

Electricity Share in the Final Energy Consumption

Coeficiente de electricidad

Electricity coverage

Consumo final de electricidad (Venta final + Autoproductores)

Final Electricity Consumption (Final Sale + Self-producers)

Consumo per capita

Consumption per capita

Producción de electricidad Hidroeléctrica Termoeléctrica

Electricity production

Potencia Instalada

Installed Power Hidroeléctrica Termoeléctrica Hidroeléctrica Termoeléctrica

34 GW.h 1 149 kW.h/habitante (kW.h/inhabitant)

Hydropower Thermal Power

39 TW.h 56 % 44 %

Hydropower Thermal Power

9 GW 40 % 60 %

Hydropower Thermal Power

8 GW 42 % 58 %

Eficiencia del subsector eléctrico

Efficiency of Electricity Subsector

Lineas de Transmisión

Transmission lines 500 kV 220 kV 138 kV

17,7 % 80 %

Effective Power

Potencia Efectiva

59 % Hidroenergía Hydroenergy

29,8 millones (millions)

500 kV 220 kV 138 kV

88,0 % 11 382 km 89 km 6 850 km 4 443 km

36 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PRINCIPALES INDICADORES - MAIN INDICATORS

c. Indicadores del mercado eléctrico

c. Electricity Market Indicators

El mercado eléctrico es el espacio de negocios donde las empresas eléctricas de generación, transmisión y distribución desarrollan sus actividades e interactúan de forma operativa y comercial para suministrar electricidad al cliente final. A fines del año 2011, la cantidad de clientes finales o suministros ascendió a 5,5 millones, los cuales consumieron energía eléctrica por un total de 32 TW.h, lo que equivale a una facturación de US $2780 millones. Como resultado, el precio medio de la electricidad fue de 9 centavos US$/kW.h, tal y como se señala en el Cuadro Nº 2. Esta demanda corresponde a los clientes que son suministrados a través del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y los sistemas aislados. Para abastecer dicha demanda, el parque generador de centrales eléctricas que operan para el mercado eléctrico produjo un total de 36 TW.h de energía eléctrica, 58% proveniente de hidroeléctricas y 42% de termoeléctricas. A fines del año 2011, la capacidad efectiva de dicho parque fue de 7 GW. Cabe mencionar que el SEIN cubre casi la totalidad de la demanda del mercado eléctrico al poseer la mayor cantidad de usuarios y un valor mucho mayor de demanda por usuario, mientras que el sistema aislado abastece localidades y centros poblados pequeños. Asimismo, se debe recalcar que el parque generador conectado al SEIN posee las centrales eléctricas de mayor tamaño y potencia en el ámbito nacional. Por ello, y otras razones técnicas y económicas para el sistema, en el COES se seleccionan entre dichas centrales a las que operarán y despacharán de manera programática y coordinada bajo su aprobación. A fines del año 2011, el parque generador del COES-SEIN llegó a una capacidad efectiva de 6 GW y registró una máxima demanda coincidente de 5 GW (medida en bornes del generador), lo que ocurrió el día 14 de diciembre a las 20:15 horas. Como resultado, el margen de reserva en general del COES-SEIN y del SEIN fue de 31%.

The electricity market is the business space where electricity generation, transmission and distribution companies develop their activities and interact to supply electricity to final customers. At the end of 2011, the number of final customers or supplies amounted to 5,5 millions, which consumed a total of 32 TW.h electrical energy, which is equivalent to a billing of US $2780 millions. As a result, the mean electricity price was 9 cents US$/kW.h, as shown in Table Nº 2. This demand corresponds to the customers supplied through the National Interconnected Electric System (SEIN) and isolated systems. In order to meet that demand, the generation plants operating for the electricity market produced a total of 36 TW.h of electrical energy, 58% from hydropower plants, and 42% from thermal power plants. By the end of 2011, the effective capacity of this generation park was 7 GW. The SEIN covers almost all electricity market demand because it has a larger number of users and a higher value of demand by user, while the isolated system supplies towns and small villages. Furthermore, the generation park connected to SEIN has the larger power plants nationwide. This is the reason why, together with other technical and economic reasons, the COES select among these plants the ones that will operate and dispatch on a coordinated manner under its approval. By the end of 2011, the COES-SEIN generation park reached an effective capacity of 6 GW and recorded a maximum demand of 5 GW (measured at the generator terminals), on December 14 at 20:15 hours. As a result, the reserve margin in general in COESSEIN and SEIN was 31%.

37 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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Cuadro Nº2: Principales indicadores del mercado eléctrico Table Nº2: Main Indicators of the Electricity Market Mercado Eléctrico / Electricity Market Número de clientes finales

Number of final customers

Consumo final de electricidad (Venta final)

Final Electricity Consumption (Final sale)

Facturación por Venta Final

Billing upon Final Electricity Sale

Precio medio de electricidad

Average Electricity Price

Producción de electricidad Hidroeléctrica Termoeléctrica

Electricity production

Potencia Efectiva

Effective Power Hidroeléctrica Termoeléctrica

5,5 millones (millions) 32 TW.h 2 780 millones US$ (millions US$) 9 ctvo US$/kW.h

Hydropower Thermal Power

36 TW.h 58 % 42 %

Hydropower Thermal Power

7 GW 47 % 53 %

COES-SEIN del Mercado Eléctrico / COES-SEIN of the Electricity Market Potencia Efectiva

Power Capacity

6 GW

Máxima Demanda del SEIN

Maximum Demand of SEIN

5 GW

Margen de Reserva del SEIN

SEIN Reserve Margin

31 %

38 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PRINCIPALES INDICADORES - MAIN INDICATORS

d. Evolución de indicadores del subsector electricidad Energía eléctrica y número de clientes En términos de energía eléctrica, durante el periodo de 2004 al 2011 (Gráfico No. 7), la producción de energía eléctrica en este mercado a nivel nacional creció a una tasa media de 6,9%, y con un incremento medio de 2,1 TW.h/año. Entre los energéticos utilizados para producir energía destaca la participación de la hidroenergía, su evolución en el periodo 2004-2011 indica una reducción de 76% en el 2004 a 58% en el 2011, tal y como se presenta en el Gráfico Nº 8. En consecuencia, la producción eléctrica con hidroenergía tiene una tasa media de crecimiento de 2%. Caso contrario sucedió con el gas natural, su participación llegó a 37% en el año 2011, y con una tasa media de crecimiento de 32%, en el mismo periodo de análisis. Al igual que la hidroenergía, otros energéticos como el grupo del diesel y residual, disminuyeron su participación, principalmente debido al mayor uso del gas natural para la generación de electricidad. Por otro lado, en el Gráfico Nº 9 se observa que la venta final de energía en el mercado eléctrico creció a una tasa media de 7% y con un incremento promedio de 1,74 TW.h/año. En dicha venta final, los clientes libres tuvieron el mayor crecimiento con una tasa media de 6% y su participación promedio en la venta final fue de 44%, mientras que en el caso de los clientes regulados, la tasa media de crecimiento fue de 8% y su participación promedio fue de 46%. Respecto a la cantidad de clientes finales o suministros se muestra un crecimiento a tasa media de 5% e incremento promedio de 234 mil clientes/año.

d. Evolution of the Electricity Subsector Indicators Electrical Energy and Number of Customers In terms of electrical energy, from 2004 to 2011 (Graphic Nº 7), the production of electrical energy in this market nationwide grew at an average rate of 6,9%, with an average increase of 2,1 TW.h/year. Among the energy sources used to produce energy, hydropower is the most outstanding. Its evolution during 2004-2011 shows a reduction in 2004 from 76% to 58% in 2011, as shown in Graphic Nº 8. In consequence, hydropower production had a mean growth rate of 2%. The natural gas scenario showed opposite results. Its share reached 37% in 2011, with an average growth rate of 32% during the same period of analysis. Like hydropower, other energy sources such as diesel and residual decreased their shares mainly caused by the larger use of natural gas for electricity generation. Graphic Nº 9 shows that the final sale of energy in the electricity market increased at an average rate of 7%, at an average pace of 1,74 TW.h/ year. In that final sale, free customers had a higher growth at an average rate of 6% and their average share in the final sale was 44%, while in case of regulated customers, the average growth rate was 8% and their average share was 46%. Regarding the number of final customers or supplies, there was an average increase of 5% and 234 thousand customers/year.

39 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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Gráfico Nº8: Producción en el mercado eléctrico por tipo de energético Graphic Nº8: Production in the Electricity Market by Source

Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011

TW.h

Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011

36 34

40 35 30

Gráfico Nº9: Venta final de electricidad en el mercado eléctrico Graphic Nº9: Final Sale of Electrical Energy in the Electricity Market

Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011

TW.h

Gráfico Nº7: Evolución en la producción de energía eléctrica 2 004-2 011 Graphic Nº7: Evolution of Electrical Energy Production 2004-2011

40 35

0 2004 2005

2006 2007 2008

2009

2010 2011

25 20

3 2 1

0 2004 2005

2006 2007 2008

2009

2010 2011

0 204

2005

2006 2007 2008

2009

2010 2011

Producción a nivel nacional Production nationwide

Producción del Mercado Eléctrico Production of the electric market

Millones de clientes finales Millions of final Customers

Incremento Promedio / Average Increase : 2,1 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: 6,9%

Diesel y Residual Diesel and Residual

Incremento Promedio / Average Increase: 234 mil / año (thousand/year) Tasa Media / Average Rate: 5%

Producción en el Mercado Eléctrico Production in Electricity Market

Incremento Promedio / Average Increase: -0,25 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: -12%

Venta final de electricidad Final sale of electricity

Incremento Promedio / Average Increase: 1,9 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: 7,0%

Carbón mineral Coal

Incremento Promedio / Average Increase: 1,74 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: 7%

Producción en el SEIN Mercado Eléctrico Production in the Electricity Market SEIN

Incremento Promedio / Average Increase: 0,01 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: 1%

Venta final a clientes libres Final sale to free customers

Incremento Promedio / Average Increase: 1,8 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: 6,8%

Gas Natural Natural Gas

Incremento Promedio / Average Increase: 0,7 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: 6%

Incremento Promedio / Average Increase: 1,63 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: 38%

Venta final a clientes regulados Final sale of regulated customers

Hídrico Hydropower

Incremento Promedio / Average Increase: 1,08 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: 8%

Incremento Promedio / Average Increase: 0,41 TW.h / año (year) Tasa Media / Average Rate: 2%

40 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PRINCIPALES INDICADORES - MAIN INDICATORS

En términos de potencia efectiva, lo que representa a la oferta eléctrica, durante el periodo 2004 al 2011, esta potencia creció a nivel nacional a una tasa media de 6% y un incremento medio de 307 MW /año. En el Gráfico Nº 11 se observa que el mayor incremento acumulado de oferta se presentó en el año 2 009 con 907 MW y luego el 2010 con 744 MW adicionales. En el mercado eléctrico, en el mismo periodo, la potencia efectiva creció a una tasa media de 6% y un incremento medio de 272 MW /año. A nivel de COES-SEIN, el incremento medio de la potencia efectiva fue de 247 MW/año y una tasa media de 5%. Esta oferta ha permitido cubrir la máxima demanda del SEIN y obtener hasta un margen de reserva de 30% en el año 2011, como se observa en el Gráfico Nº 11. Asimismo, es importante mencionar que el año 2 008 fue un año atípico en el crecimiento de la demanda nacional debido al impacto de la crisis económica. Sin embargo, la tasa media de crecimiento de la máxima demanda del SEIN fue de 7%, mayor a la tasa correspondiente de la potencia efectiva (6%). Considerando el año atípico, el incremento promedio de la máxima demanda es de 229 MW/año. En el Gráfico Nº 12 se observa la evolución del incremento anual de la demanda COES.

Gráfico Nº10: Potencia efectiva en el mercado eléctrico Graphic Nº10: Effective Power in the Electricity Market Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011

Potencia y margen de reserva

9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0

193 2004 2005

262

479

907

744

2009

2010 2011

2006 2007 2008

Potencia efectiva a nivel nacional Effective power nationwide Incremento Promedio / Average Increase: 307 MW / año (year) Tasa Media / Average Rate: 6% Potencia efectiva del mercado eléctrico Effective power of the electricity market Incremento Promedio / Average Increase: 272 MW / año (year) Tasa Media / Average Rate: 6% Potencia efectiva en el SEIN Effective power in SEIN Incremento Promedio / Average Increase: 293 MW / año (year) Tasa Media / Average Rate: 6% Potencia efectiva en el COES-SEIN Effective power in COES-SEIN Incremento Promedio / Average Increase: 247 MW / año (year) Tasa Media / Average Rate: 5%

41 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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Gráfico Nº12: Incremento anual de la demanda COES SEIN Graphic Nº12: Annual increase of COES-SEIN demand

Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011

700 600

43 %

41 % 35 %

500

34 %

35 %

30 %

400

30 %

23 %

300 200 100 0 2004 2005

2006 2007 2008

2009

2010 2011

45% 40%

Fuente / Source: MINEM, Estadística de Electricidad 2011

Regarding effective power in relation to the electricity offer during 2004-2011, it grew nationwide at an average rate of 6% and an average increase of 307 MW /year. Graphic Nº 11 shows that the higher cumulative increase of supply occurred in 2009 with 907 MW, and then in 2010 with an additional 744 MW. In the electricity market, during the same period of time, the effective power grew at an average rate of 6% and an average increase of 272 MW /year. At the level of COES-SEIN, the average increase of effective power was 247 MW/year, at an average rate of 5%. This supply allowed covering the maximum demand of SEIN and obtaining a reserve margin of up to 30% in 2011, as shown in Graphic Nº 11. Furthermore, it is important to mention that year 2008 was an atypical year as far as growth of the national demand is concerned because of the impact of economic crisis. However, the average growth rate of the maximum demand of SEIN was 7%, higher than the effective power rate (6%). Considering this atypical year, the average increase of the maximum demand is 229 MW/year. Graphic Nº 12 shows the evolution of the annual increase of COES demand.

Gráfico Nº11: Potencia efectiva, máxima demanda y margen de reserva - COES SEIN Graphic Nº11: Effective power, maximum demand and reserve margin - COES SEIN

Power and Reserve Margin

450 385

400

35%

350

30%

300

25%

250

20%

200

15%

150

10%

100

275 257

233 166

174 123 114

2004 2005

2006 2007 2008

2009

2010 2011

Margen de Reserva Reserve margin Incremento Promedio / Average Increase: -0,5% Potencia efectiva en el COES-SEIN Effective power in COES-SEIN Incremento Promedio / Average Increase: 247 MW / año (year) Tasa Media / Average Rate: 5% Máxima demanda en el COES-SEIN Maximum demand in COES-SEIN Incremento Promedio / Average Increase: 229 MW / año (year) Tasa Media / Average Rate: 6%

42 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PRINCIPALES INDICADORES - MAIN INDICATORS

Gráfico Nº13: Inversión acumulada ejecutada en el Subsector Eléctrico 2004-2011 Graphic Nº13: Cumulative investment executed in the Electricity Subsector 2004-2011 Total acumulado / Total cumulative 12 195 millones US$ Privada Private 57 %

During 2004-2011, the total cumulative investment executed amounted to US $7,113 millions, out of which 87% was made by private companies and 6% by state companies. The remaining 7% corresponds to the investment by the State in rural electrification. It is to note that in each of the last 7 years, the share of private companies in the total annual investments exceeded 60% while state company investment was below 23%. Regarding 2010, the share of private companies in total investment was 72% and of state companies was 16%. In relation to private investments during the last two years (2010 and 2011), the annual investment amounts executed by transmission companies exceeded the one made by distribution companies. In case of state companies, the largest amounts of annual investments were executed by distribution companies. Gráfico Nº14: Inversión ejecutada en el Subsector Eléctrico 2004-2011 Graphic Nº14: Investment executed in the Electricity Subsector 2004-2011 Millones US$ Millions US$

Durante el periodo 2004 al 2011, el total acumulado de la inversión ejecutada fue de US $7,113 millones, de los cuales el 87% corresponde a empresas privadas y 6% a empresas estatales. El 7% restante corresponde a la inversión del Estado en electrificación rural. Cabe mencionar que en cada uno de los últimos 7 años, la participación de las empresas privadas en la inversión total anual se ha mantenido por encima del 60% y las estatales por debajo del 23%. Respecto al año 2010, la participación de las empresas privadas en la inversión total fue de 72% y de las empresas estatales 16%. Al respecto, en las inversiones privadas de los dos últimos años (2010 y 2011), los montos de inversión anual ejecutados por empresas transmisoras lograron superar al de las distribuidoras. En el caso de las empresas estatales, los mayores montos de inversión anual fueron ejecutados por las empresas distribuidoras.

1 900

131

1 700

1 642

1 500 1 300

12%

1 000

21%

900

100

36% 52% 12%

30%

63%

16%

12%

2006 2007 2008

2009

2010 2011

Estatal Public

Electrificación Rural Rural Electrification 13 %

100 50 0

2004 2005

102

29 64

25 140

2006 2007 2008

2009

2010 2011

Distribuidora Distribution Generadora Generation

Gráfico Nº16: Inversión privada ejecutada en el Subsector Eléctrico 2 004-2 011 Graphic Nº16: Private Investment executed in the Electricity Subsector 2004-2011 1 800 1 600

1 212

1 400 1 200

0 2004 2005

161 73

107

-100 Estatal Public 30 %

150

200

16% 14%

200

534

360 457

400

73%

600

22%

59% 11%

250

800

74% 20%

500

300

1 000

63% 15%

700 300

72%

Gráfico Nº15: Inversión estatal ejecutada en el Subsector Eléctrico 2004-2011 Graphic Nº15: State investment executed in the Electricity Subsector 2004-2011 Millones US$ Millions US$

Investments Executed

Millones US$ Millions US$

Inversiones ejecutadas

Privada Private Electrificación rural ejecutado por el Estado Rural electrification executed by the State

333 260

140

24 52

2004 2005

245 70 85

254

279

43 134

2006 2007 2008

128

2009

113

151

2010 2011

Distribuidora Distribution Transmisora Transmission Generadora Generation

43 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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44 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PerĂş, pais privilegiado con recursos energĂŠticos. Peru, a country rich in energy resources.

RECURSOS ENERGÉTICOS ENERGY RESOURCES

4. Recursos energéticos El Perú posee una compleja geografía en la que destaca la presencia de la Cordillera de los Andes y las corrientes del Pacífico, lo que, entre otras razones, explica su diversidad de climas y paisajes ampliamente variados como la costa desértica, la puna de los altos Andes o la selva amazónica. Como resultado, Perú es uno de los países con mayor biodiversidad en el mundo y grandes recursos minerales, a la que se suma también la diversidad de recursos energéticos renovables que posee su territorio.

a. Hidroenergía Según el estudio preliminar del Potencial Hidroeléctrico Nacional, denominado HIDROGIS, el potencial técnico aprovechable con centrales hidroeléctricas de pasada asciende a 69 445 MW, donde el mayor aprovechamiento se ubica en la vertiente del Atlántico con 60 627 MW, seguida por la del Pacífico con 8 731 MW. Estos valores excluyen a las áreas restringidas y las áreas con concesión definitiva de centrales

hidroeléctricas en operación. En cambio, considera aquellas zonas con mayor posibilidad técnica y económica para desarrollar proyectos hidroeléctricos. Otro estudio de la década del 70, desarrollado a través de una cooperación técnica alemana, y denominado Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional (EPHN), dio como resultado la determinación del potencial técnicamente aprovechable cercano a los 60 000 MW, anexado a un listado de 328 proyectos.

RECURSOS ENERGÉTICOS - ENERGY RESOURCES

4. Energy resources Peru has a complex geography characterized by the presence of the Andes mountain range and the Pacific currents, which, among others, explains its variety of climates and widely varied landscapes such as the dessert coast, the Andes highlands or the Amazon forest. As a result, Peru is one of the countries with more biodiversity around the world and a large variety of mineral resources, in addition to the variety of renewable energy resources throughout its territory. a. Hydropower According to a preliminary study of the National Hydropower Potential, called HIDROGIS, the usable technical potential with run-of-the-river hydropower plants amounts to 69 445 MW, being the higher use in the Atlantic basin with 60 627 MW, followed by the Pacific basin with 8 731 MW. These figures do not include restricted areas and areas with final concession of hydropower plants operating. But, it considers those areas that have a larger technical and economic possibility to develop hydropower projects. Another study in the seventies, prepared with the assistance of the German technical cooperation, and called Evaluation of the National Hydropower Potential (EPHN), established that the technically usable potential was around 60 000 MW, and involved a list of 328 projects.

Potencial Hidroeléctrico Nacional HIDROGIS National Hydropower Potential – Hidrogis Fuente / Source: MINEM - Dirección General de Electrificación Rural Estudio HIDROGIS, marzo 2011.

Potencial Hidroeléctrico Teórico del Perú a nivel de cuencas – HIDROGIS Theoretical Hydropower Potential by basin – HIDROGIS Fuente / Source: MINEM - Dirección General de Electrificación Rural Estudio HIDROGIS, marzo 2011.

Potencial Hidroeléctrico del Perú Peruvian Hydropower Potential

Vertiente Watershed Pacífico Atlántico Ticitaca TOTAL

Teórico Aprovechable Theoretical Usable

Técnico Aprovechable Technical Usable

29 502

8 731

139 321

60 627

1 186

170 009

69 445

Potencial Teórico (MW) Thoretical Potential (MW) 0-250 250-500 500-750 750-1 000 1 000-1 500 1 500-2 000 2 000-3 000 3 000-4 000 4 000-5 000 5 000-7 500 7 500-10 000 10 000-20 000 >20 000

47 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú a nivel de cuencas – HIDROGIS Technical Hydropower Potential of Peru by basin– HIDROGIS

Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional (EPHN) Evaluation of the National Hydropower Potential (EPHN) Fuente / Source: MINEM, Estudio EPHN (1973 – 1982).

Fuente / Source: MINEM - Dirección General de Electrificación Rural Estudio HIDROGIS, marzo 2011.

Potencial Técnico (MW) 0-50 50-100 100-150 150-200 200-250 250-500 500-750 750-1.000 1.000-2.000 2.000-4.000 4.000-6.000 6.000-8.000 8.000-10.000

48 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

RECURSOS ENERGÉTICOS - ENERGY RESOURCES

Atlas Eólico del Perú Wind Atlas of Peru

b. Energía eólica El mayor potencial de energía eólica se encuentra en el litoral de la costa peruana debido a la fuerte influencia del anticiclón del Pacífico y la Cordillera de los Andes, que generan vientos provenientes del suroeste en toda la región costera. En el año 2008 se desarrolló el Atlas Eólico del Perú, un documento que contiene registros promedios de la intensidad de los vientos sobre el territorio nacional y es un importante referente para el estudio de proyectos eólicos de pequeña y gran escala. En el mismo documento se estima que el potencial eólico estaría sobre los 77 000 MW y que en forma aprovechable pueden obtenerse más de 22 000 MW. Sin embargo, estos cálculos son estimaciones preliminares y requieren de estudios más detallados. Cabe mencionar que otros estudios indican que solo el litoral del Perú cuenta con un potencial eólico de 57 000 MW. b. Wind Energy

Fuente / Source: MINEM - Dirección General de Electrificación Rural

m/s 0-1 1-2

The largest potential of wind energy is in the Peruvian coast due to the high influence of the Pacific anticyclone and the Andes Mountain Range, that together cause winds from the Southwest in all coastal region. During 2008, a Peruvian Wind Atlas was prepared which contains the average wind intensity records in the national territory and is an important benchmark for the study of small- and large-scale wind projects. The same document estimates that the wind potential would exceed 77 000 MW and that over 22 000 MW may be used. However, these calculations are preliminary estimates and require more detailed studies. Other studies show that only the Peruvian coast has a wind potential of 57 000 MW.

2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9 - 10 > 10

49 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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Atlas Solar del Perú Solar Atlas of Peru Fuente / Source: MINEM - Dirección General de Electrificación Rural

c. Energía solar El Perú cuenta con niveles de radiación solar que hacen factible la implementación de parques solares para la producción de electricidad tanto para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) como para los sistemas aislados ubicados principalmente en zonas rurales, entre otras aplicaciones diferentes a la electricidad. La factibilidad técnica y económica de los proyectos solares depende de las oportunidades de inversión, aprovechando las ventajas competitivas que ofrecen las normas peruanas a las energías renovables, así como del avance tecnológico y la evolución decreciente de los costos en infraestructura. Aunque no se ha estimado el potencial en términos de proyectos solares para generación eléctrica, se dispone de un Atlas Solar que contiene los registros de radiación solar promedio por rangos para cada mes del año, lo cual constituye una guía importante para los interesados en el desarrollo de proyectos solares. c. Solar Energy

KW h/m

< 4,0 4,0 - 4,5 4,5 - 5,0 5,0 - 5,5 5,5 - 6,0 6,0 - 6,5 6,5 - 7,0 7,0 - 7,5 >7,5

Peru has solar radiation levels that make it feasible to implement solar parks for the production of electricity both for the National Interconnected Electric System (SEIN) and for the isolated systems located mainly in rural areas, including other applications different from electricity. The technical and economic feasibility of solar projects depends on investment opportunities, using competitive advantages offered by Peruvian rules for renewable energies, as well as the technological progress and the decreasing evolution of costs in infrastructure. Even though the potential has not been estimated in terms of solar projects for electricity generation, a Solar Atlas was prepared which contains the records of average solar radiation for each month of the year. This is an important guide for those interested in the development of solar projects.

50 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

RECURSOS ENERGÉTICOS - ENERGY RESOURCES

d. Energía geotérmica

d. Geothermal Energy

Desde el año 1977 se han efectuado diversos estudios sobre el potencial geotermal, los cuales definieron la ubicación de los campos geotermales en 6 regiones:

Since 1977, several studies were prepared about the geothermal potential. They allowed identifying the location of geothermal fields in 6 regions:

• Región I Cajamarca, La Libertad. • Región II Callejón de Huaylas. • Región III Churín. • Región IV Zona Central. • Región V Eje Volcánico del Sur. • Región VI Cusco Puno.

• Region I Cajamarca, La Libertad. • Region II Callejón de Huaylas. • Region III Churín. • Region IV Central Zone. • Region V Southern Volcanic Axis. • Region VI Cuzco Puno.

Al respecto, en diciembre del año 2009, se inició la cooperación técnica entre la Agencia de Cooperación Internacional del Japón (JBIC, por sus siglas en inglés) y el MINEM para la elaboración del Plan Maestro de Desarrollo de la Energía Geotérmica en el Perú. Los estudios preliminares han estimado un potencial de 3 000 MW a nivel nacional. Asimismo, hay estudios de factibilidad sobre 02 proyectos con un total de 200 MW como mínimo, ambos están ubicados en la región V de la Cadena Volcánica del Sur, región de Tacna, en los campos geotérmicos de Borateras (50 MW) y Calientes (150 MW), respectivamente. Actualmente, las empresas a las que se les ha otorgado derechos o autorizaciones para la exploración del recurso geotérmico están desarrollando estudios adicionales.

In December 2009, the technical cooperation between the Japan International Cooperation Agency (JBIC) and MINEM started for the preparation of a Master Plan for Geothermal Energy Development in Peru. The preliminary studies estimated a potential of 3 000 MW nationwide. Furthermore, there are feasibility studies on 02 projects with an aggregate of 200 MW minimum, both are located in the Region V of the Southern Volcanic Chain, Region of Tacna, in the geothermal fields of Borateras (50 MW) and Calientes (150 MW), respectively. Now, the companies that were granted rights or authorizations for the exploration of the geothermal resource are preparing additional studies.

Zonas con manifestaciones geotermales en el Perú Zones with geothermal resources in Peru Fuente / Source: MINEM Instituto Geológico Minero Metalúrgico (INGEMMET).

Potencial Teórico (MW) Cajamarca - La Libertad Callejón de Huaylas Churín Central Eje Volcánico Sur Cuzco - Puno Puntos calientes / Hot Springs Volcanes / Volcans

51 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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e. Energía de biomasa

e. Biomass Energy

A la fecha todavía no se han realizado estudios para determinar el potencial de biomasa en términos de capacidad de proyectos de generación eléctrica. Al respecto se estima que con los residuos agroindustriales actuales se puede obtener hasta 177 MW en centrales convencionales de biomasa y 51 MW con el uso de biogás. Esta estimación se basa en los registros de producción del año 2 009 de residuos agroindustriales en plantas de procesamiento de caña de azúcar, cáscara de arroz, algodón, trigo, espárrago y los residuos forestales provenientes de los aserraderos.

As of today, no studies have been prepared to identify the biomass potential in terms of capacity of electricity generation projects. It is estimated that with current agroindustrial wastes, up to 177 MW may be obtained in conventional biomass plants and 51 MW using biogas. This estimate is based on the production records of year 2009 of agroindustrial wastes in sugarcane processing plants, rice skin, cotton, wheat, asparagus and forest wastes from sawmills.

f. Hidrocarburos

In Peru, there are 18 sedimentary bases with possibility of production of hydrocarbon where oil and gas exploration and development activities are being carried out. Furthermore, there are hydrocarbon processing and storage plants in several areas of the country. In relation to the pipeline hydrocarbon transportation system, Peru has the Northern Oil Pipeline and the Camisea Gas Transportation System.

En el Perú existen 18 bases sedimentarias con posibilidades de producción de hidrocarburos sobre las cuales se desarrollan actividades de exploración y explotación de petróleo y gas natural en base a los contratos que se establecen con el Estado. Asimismo, existen plantas de procesamiento y de almacenamiento de hidrocarburos en diversas partes del país. Con respecto a los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, en el país se cuenta con el Oleoducto Norperuano y el Sistema de Transporte del Gas de Camisea.

f. Hydrocarbons

Bases sedimentarias de posible existencia de hidrocarburos Sedimentary Bases with Potential Hydrocarbons Fuente / Source: MINEM – Dirección General de Hidrocarburos

TUMBES PROGRESO

SANTIAGO

MARAÑÓN LANCONES

TALARA

SECHURA

BAGUA HUALLAGA

TRUJILLO SALAVERREY UCAYALI ENE MADRE DE DIOS

LIMA

PISCO

TITICACA

MOLLENDO

MOQUEGUA

52 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

RECURSOS ENERGÉTICOS - ENERGY RESOURCES

Lotes con contratos de exploración y explotación de hidrocarburos Blocks with hydrocarbon exploration and development contracts

Plantas de procesamiento de hidrocarburos Hydrocarbon processing plants Fuente / Source: MINEM – Dirección General de Hidrocarburos

Fuente / Source: MINEM – Dirección General de Hidrocarburos

Lima

CONCHAN

CAMISEA

PLUSPETROL Puno

Ayacucho

Madre de Dios

Cusco

Apurimas Ica

Ayacucho Puno

141 105 Arequipa

Tacna

a egu

Refinerías / Refineries Plantas de fragmetación / Fractionation plants Plantas de separación / Separation plants

Mo qu

Bloques de Exploración Exploration Blocks Bloques de explotación Exploitation Blocks

egu

Arequipa

nas azo Am

Lima Junín

ar ca m

LIMA

Tacna

CONDENSADOS HERCO ZETA GAS KEDISOL SOL GAS CONCHAN PISCO CALLAO OLOE PISCO BENNTANG ENCOPESAC DQM LA PAMPILLA PERUQUIMICOS TRALSA AMPCO SERVI QUÍMICOS DEPOSITOS EFE PACHACAMAC PLUS SERVICE

Madre de Dios Cusco

CUSCO

Apurimas Ica

CUSCO

Ayacucho Puno

AREQUIPA

Arequipa

MOLLENDO

ILO

Tacna

Plantas de combustible y otros derivados de hidrocarburos Fuel and Other Derivative Hydrocarbon Plants Plantas de almacenamiento de combustible en aeropuertos Fuel storage facilities in airports LPG plantas de almacenamiento LPG storage facilities

53 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

JULIACA

GN TRADING a

Junín

Ucayali

Pasco

egu

Cusco

LA PAMPILLA

aca

veli

113 111

Apurimas Ica

SUPE

90 57 56 108 58 88 Madre de Dios

Z33

Huanuco

Pasco

Ucayali

PASCO

Ucayali

110

Lima

Ancash

Huanuco

Ucayali

Junín

THE MAPLE TUPALLCA

Z49

PUCALLPA

TARAPOTO

San Martín

La Libertad

SALAVERREY CHIMBOTE

Ancash

126

YURIMAGUAS TARAPOTO

veli

107

Z36

AGUAYTIA

Huanuco

La Libertad

138

EL MILAGRO

aca

131 114

Ancash

Z48

San Martín

Loreto

120

Piura

PIURA

CHICLAYO ETEN SERVI QUÍMICOS TRUJILLO

veli

Z35 La Libertad

Lambayeque

31-B 119 31-E

Z47

EL MILAGRO

EPPSA

134 135 100

TALARA TALARA PGP

aca

Z46

PARIÑA

137

INQUITOS

Loreto

San Martín

Piura

s Amaz ona

130

103 125

ar ca

Z2B

TALARA

142 8

109

INQUITOS

Loreto

Piura

XXI

Tumbes

128 142

nas

124

azo

127 106

116

SHIVIYAU Tumbes

ar ca

XIV

Loreto

122

Tumbes

Z34

121

104 129 105 64 101 143 123

XIX

Z38 Z1

Fuente / Source: MINEM – Dirección General de Hidrocarburos

117

121 67 1AB 102

Plantas de almacenamiento de derivados de hidrocarburos Hydrocarbon derivative storage plants

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TACNA

Oldeoducto norperuano Northern oil pipeline

Sistemas de transporte del Gas de Camisea Camisea Gas transportation systems

Fuente / Source: MINEM – Dirección General de Hidrocarburos

Andoas

Malvinas

Junín

Lima City Gate Amazonas

Morona Est.5

Loreto

Cusco

San José de Saramuro Est. 1

Huacavelica

Est.6 Piura Bayovar

Liquefaction Plant Pampa Melchorita

Est.9 Est.8

Est.7 Fractionation Plant

Lambayeque Cajamarca

Ica

Estación de Bombeo Pumping Station Tubería de Petroleo Crudo Crude Oil Pipeline

Ayacucho

Apurimac

Punto de Extracción Extraction point Puntos de Destino Destinations Ruta del gasoducto de Camisea Camisea Pipeline Route

54 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

Asegurar el abastecimiento de electricidad. Ensuring electricity supply.

PROSPECTIVA El futuro del sector eléctrico PROSPECT The future of the electricity sector

5. Prospectiva. El futuro del sector eléctrico a. Proyección de la demanda La prospectiva del sector electricidad contribuye a garantizar el abastecimiento de energía y la viabilidad del sector en el largo plazo, además de asegurar su conducción responsable y promover el crecimiento de la industria y la minería en el Perú. Actualmente, con la participación de la inversión nacional y extranjera, se está fortaleciendo la infraestructura del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) para lo que se ha previsto la expansión del Sistema de Transmisión y la construcción de más centrales hidroeléctricas y térmicas, incluyendo las de tipo solar, eólicas, de biomasa y biogás, entre otras.

La proyección de la demanda de electricidad que se presenta a continuación es una estimación preliminar de los requerimientos de energía y potencia del país. Este análisis se realiza para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) a nivel nacional, incorporando a los pequeños sistemas eléctricos aislados, mientras sea técnica y económicamente factible. En general, la demanda de electricidad del SEIN seguirá incrementándose en proporción a las necesidades de la población y de sus diversas actividades económicas.

En esta proyección hay tres escenarios básicos: Optimista, medio y conservador Estos escenarios reflejan de mayor a menor, la probabilidad de demandas futuras que dependen mucho de la situación económica nacional e internacional, así como de las decisiones de inversión de los grandes consumidores de electricidad (mineras, manufactureras, etc.), y de los pequeños, pero masivos usuarios finales. Estos últimos conformados por familias y hogares que desean alcanzar un nivel de bienestar adquiriendo equipos eléctricos en función de su capacidad adquisitiva.

PROSPECTIVA - PROSPECT

En un escenario optimista se estima que entre los años 2011 a 2030, el incremento total de la demanda de potencia del SEIN será de 17 598 MW, adicionales a la demanda actual de 4 961 MW, registrada en diciembre de 2011. Es decir, se incrementará casi 04 veces más sobre el valor actual. En el mismo escenario se estima que durante los primeros 05 años (2011-2015) la demanda del SEIN se incrementará en un promedio de 857 MW/año con un crecimiento promedio de 13%. Respecto a los siguientes 03 quinquenios y hasta el año 2030, los crecimientos anuales promedio podrían ser menores, 8%, 6% y 6%, respectivamente. Sin embargo, le corresponde mayores valores de incremento promedio anual (808, 847 y 1 154 MW/año). Por lo general, el mayor incremento de la demanda corresponde a las denominadas cargas vegetativas, es decir a los consumos relacionados al crecimiento de la población y al PBI (hogares, comercios e incluso medianas industrias). A éstas se suman las cargas de los grandes proyectos, principalmente de posibles nuevos proyectos mineros, que a diferencia de la carga anterior posee una probabilidad de ocurrencia más subjetiva, se analiza de manera independiente. Y por último, las cargas adicionales como las incorporaciones de los pequeños sistemas aislados al SEIN, algunas cargas especiales y “otras cargas”, las cuales se refieren a las cargas propias de la operación del sistema como pérdidas eléctricas y al consumo propio de las centrales de generación. Respecto a los grandes proyectos, cabe destacar que en un escenario optimista, el incremento total de estas cargas entre los años 2011 a 2030 sería de 3 761 MW, donde las mayores demandas pertenecerían a los proyectos: Toromocho (220 MW), Hierro Apurímac Nº 2 (180 MW), Los Calatos (180 MW) y Opabán (180 MW), entre otros. En el caso de los otros escenarios se estima la probable situación futura de los proyectos, es decir se retrasa la fecha de puesta en operación, se disminuye el tamaño de la carga o no es considerado.

Proyección estimada de la máxima demanda de potencia en tres escenarios 2010-2030 Estimated forecast of the power peak demand in three scenarios 2010-2030 Fuente / Source: MINEM – DGE. Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Demanda de potencia

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

2019 2020 2021 2022

2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Optimista Optimistic

Escenario Scenario

Indicador Indicator

Optimista Optimistic

Medio Intermediate

Conservador Conservative

Medio Intermediate

Conservador Conservative

2011-2015

2016-2020

2021-2025

2026-2030

Incremento MW/año Increase MW/year

857

808

847

1 154

Crecimiento promedio Average Growth

13%

Incremento MW/año Increase MW/year

693

535

626

830

Crecimiento promedio Average Growth

11%

Increment0 MW/año Increase MW/year

500

443

440

476

Crecimiento promedio Average Growth

57 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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5. Prospect

This forecast includes three basic scenarios:

The Future of the electricity sector

Optimistic, Intermediate and Conservative

The prospect of the electricity sector contributes to guarantee the energy supply and the feasibility of the sector in the long term, in addition to ensuring its responsible conduction and promoting the development of industry and mining in Peru. Now, local and foreign investment is strengthening the infrastructure of the National Interconnected Electric System (SEIN). Accordingly, the plans include an expansion of the Transmission System and the construction of more hydropower and thermal plants, including solar, wind, biomass and biogas plants, among others.

These scenarios show, from top to bottom, the probability of occurrence of future demands that depend significantly on the international and domestic situation as well as on the investment decisions of large electricity consumers (mining, manufacturing, etc.), and of small but mass final electricity users. They are made up by families and households that aim at having a comfort level by purchasing electricity equipment based on their purchasing power.

a. Demand Forecast

In an optimistic scenario, it is estimated that from 2011 to 2030, the total increase of the power demand in the SEIN would be 17 598 MW, additional to the current demand of 4 961 MW, recorded in December 2011. In other words, it would increase almost 04 times its current value. In the same scenario, it is estimated that during the first 05 years (2011-2015), the SEIN demand will be increased an average of 857 MW/year with an average growth of 13%.

The electricity demand forecast shown below is a preliminary estimate of the energy and power requirements in the country. This analysis is made for the National Interconnected Electric System (SEIN) nationwide, including the small isolated electricity systems, while they are technically and economically feasible. In general, the SEIN electricity demand will continue increasing pro rata the needs of the population and its several economic activities.

Power Demand

In relation to the following 03 five-year periods and up to 2030, the average annual growths could be lower, 8%, 6% and 6%, respectively. However, there would be higher average increases (808, 847 and 1 154 MW/year). In general, the higher demand corresponds to the so called vegetative loads, in other words, the consumptions related to the growth of population and the GDP (households, trades and medium size industries). Additionally, the loads required by large projects, mainly possible new mining projects, different from the above mentioned load, have a rather subjective occurrence, and are analyzed independently. Finally, it includes additional loads such as small systems isolated from SEIN, some special loads and “other loads”, which refer to the loads typical of the system operation such as electricity loads and the own consumption of electricity generation plants. Regarding large projects, in an optimistic scenario, the total increase of these loads from 2011 to 2030 would be 3 761 MW, where the higher demands would belong to projects such as: Toromocho (220 MW), Hierro Apurímac Nº 2 (180 MW), Los Calatos (180 MW) y Opabán (180 MW), among others. In case of other scenarios, it is estimated that the probable future situation of the projects, i.e., a delay in the commissioning, decreases the size of the load or it is not considered.

Proyección estimada de la máxima demanda de potencia en tres escenarios 2010-2030 Estimated of the Maximum Power Demand in 03 scenarios 2010-2030 MW

Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica 30 000

1 154 MW/año MW/year

25 000 857 MW/año MW/year 20 000

847 MW/año MW/year 808 MW/año MW/year

15 000

Cargas Incorporadas y especiales Typical and special loads Cargas vegetativas Vegetative loads Otros (pérdidas y consumo propio) Other (losses and own consumption)

10 000

Grandes proyectos Large projects

5 000

Demanda actual Current demand

0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

58 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PROSPECTIVA - PROSPECT

Demanda de energía eléctrica En unidades de energía, y en un escenario optimista, se estima que entre los años 2011 a 2030, el incremento total de la demanda de energía del SEIN sería de 119 TW.h adicionales a la demanda anual actual de 32,6 TW.h registrada en el año 2011. Es decir, se demandará casi 04 veces más sobre el valor actual. En la misma lista de proyectos y escenarios se estima que en 05 años (2011–2015), la demanda de energía del SEIN se incrementaría en un promedio de 5,8 TW.h/año a un crecimiento promedio de 12%. En los siguientes 03 quinquenios, entre los años 2016 a 2030, los crecimientos promedio podrían ser de 8%, 6% y 6%, mientras que sus incrementos promedio corresponderían a 5,6, 5,7 y 7,8 TW.h/año, respectivamente.

Incremento estimado de demanda de principales proyectos mineros en un escenario optimista 2010-2030 Estimated Increase of the Maximum Power Demand in an Optimistic Scenario 2010-2030 Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Proyectos Mineros / Mining Projects

Barra del SEIN / SEIN Bar

Incremento Increase MW

Año o lapso de incremento Year or period of increase

Toromocho

Toromocho 220kV

220

2011

2015

Hierro Apurimac

Abancay 220kV

180

2021

2022

Los Calatos

Moquegua 220kV

180

2021

Opabán

Abancay 220kV

180

2017

Ampliación Shougesa

Marcona 220kV

170

2011

2016

Yanacocha Sulfides

Trujillo 220kV

150

2021

2020

Quellaveco

Moquegua 220kV

150

2014

2018

Las Bambas

Machu Picchu 138kV

150

2014

2015

Minas Conga

Cajamarca 220kV

144

2013

2015

Ampliación SIDER

Chimbote 138kV

124

2011

2017

Rio Blanco (Majas)

Piura 220kV

120

2017

2018

Galeno

Cajamarca 220kV

120

2012

2014

Antapaccay

Tintaya 138kV

120

2012

2019

La Granja

Carhuaquero 220kV

100

2018

2023

Cañariaco

Carhuaquero 220kV

100

2015

2016

Pampa de Pongo

Marcona 220kV

100

2013

2022

Los Chancas

Abancay 138kV

100

2015

2020

Aceros de Arequipa

Aceros

2011

2015

Michiquillay

Michiquillay 220kV

2016

2019

Amplicación SPCC

SPCC 138kV

2012

2014

Tia María

Moquegua 220kV

Constancia (Katanga)

Tintaya 220kV

Ampliación Antamina

Vizcarra 220kV

2011 2015

Quechua

Tintaya 220kV

Yanacocha Verde

Cajamarca 220kV

Mina Justa (Mar Cobre)

Marcona 220kV

2016 2014 2013 2016 2020

2011

2015

Chucapaca

Moquegua 220kV

MIna Chapi

Socabaya 138kV

Amplicación Cerro Verde

Socabaya 220kV

Pachapaqui

Vizcarra 220kV

2015

2018

342

2011

2021

Otros proyectos / Other pojects TOTAL

2020 2014

2018 2016

3 761

59 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

In energy units, and in an optimistic scenario, it is estimated that from 2011 to 2030, the total energy demand increase of the SEIN would be 119 TW.h additional to the current annual demand of 32.6 TW.h recorded in 2011. In other words, the demand would increase almost 04 times as compared to the current value. In the same list of projects and scenarios, it is estimated that in 05 years (2011-2015), the energy demand of SEIN would be increased by an average of 5,8 TW.h/year at an average growth of 12%. During the following five-year periods, from 2016 to 2030, the average growths may reach 8%, 6% and 6%, while the average increase would be 5,6, 5,7 and 7,8 TW.h/year, respectively.

Proyección estimada de la demanda de energía eléctrica para tres escenarios 2010-2030 Estimated Electrical Energy Demand for 03 Scenarios 2010-2030 Fuente / Source: MINEM – DGE. Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica 180

TW.h

Electrical Energy Demand

160 140 120 100 80 60 40 Optimista Optimistic

Medio Intermediate

Conservador Conservative

0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Escenario Scenario

Indicador Indicator

Optimista Optimistic

Increase MW/year

2016-2020

2021-2025

2026-2030

5,6

5,7

7,8

12%

4,5

3,7

4,2

5,6

11%

3,3

3,0

3,3

Incremento MW/año Crecimiento promedio

Average growth Medio

Incremento MW/año

Intermediate

Increase MW/year Crecimiento promedio

Average growth Conservador Conservative

2011-2015

Incremento MW/año

Increase MW/year Crecimiento promedio

Average growth

Incremento estimado de la demanda de energía en el escenario optimista 2010 - 2030 Estimated Energy Demand Increase in an Optimistic Scenario 2010-2030 TW.h

Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica 30.000

7,8 TW.h/año TW.h/year

25.000 5,8 TW.h/año TW.h/year Cargas Incorporadas y especiales Typical and special loads

20.000

Cargas vegetativas Vegetative loads

15.000

Otros (pérdidas y consumo propio) Other (losses and own consumption)

10.000

Grandes proyectos Large projects

5.000

Demanda actual Current demand

5,7 TW.h/año TW.h/year 5,6 TW.h/año TW.h/year

0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

60 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PROSPECTIVA - PROSPECT

b. Perspectivas de oferta de generación En un escenario medio, la suma de proyectos previstos para los años 2011 a 2015 aportará al SEIN un incremento promedio de 869 MW/año. Esta oferta está compuesta por grandes centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de gas natural y centrales basadas en energías renovables, como las centrales hidroeléctricas menores de 20 MW, parques eólicos y solares, y centrales eléctricas de biomasa. En los siguientes tres quinquenios, del año 2016 al 2030, los incrementos podrían ser de 645, 850 y 875 MW/año, respectivamente, considerando mantener un margen de reserva promedio de 41% (valor referencial solo para la presente evaluación, y calculado respecto a la proyección de demanda del escenario medio). Es decir, se estima que en un escenario medio, el incremento total de la oferta de generación que requeriría el país entre los años 2011 a 2030 sería de 17 148 MW. Respecto a los proyectos previstos hasta el año 2016, estos suman 5 079 MW y destacan por su potencia los proyectos C.H. Chaglla (406 MW), Cerro del Águila (402 MW), C.T. Fénix (520 MW), las centrales de reserva fría con un total 800 MW y el grupo de proyectos eólicos, solares y biomasa con un total de 348 MW. Asimismo, están evaluándose otros proyectos y la tecnología correspondiente, teniendo en cuenta que deben entrar en operación a partir del año 2019. De modo que hasta el año 2030 se obtenga una oferta adicional de 10 810 MW para mantener un margen de reserva de 35%. Respecto al margen de reserva, éste se refiere a disponer en reserva a centrales eléctricas con cierta rapidez de operación, a fin de atender los casos de indisponibilidad programada o fortuita de otras centrales eléctricas, y también en algunos casos para cubrir grandes incrementos inesperados de la demanda. Otra de las razones para un margen de reserva

es la indisponibilidad natural o impredecible reducción del aporte de producción eléctrica de las centrales eólicas y solares, la cual se debe a que estos tipos de centrales poseen una operación intermitente que depende de la disponibilidad del viento o de la intensiva radiación solar durante el día. Lo mismo, pero con menor variabilidad, ocurre en las centrales hidroeléctricas que no utilizan embalses o presas, y en donde la producción eléctrica depende directamente de los ciclos de avenida o estiaje de los caudales de los ríos. Para los otros escenarios, el año de puesta en operación de los proyectos previstos podría extenderse dependiendo de los efectos fortuitos que afecten la inversión comprometida. Al respecto, algunos de los proyectos están en etapa de estudio y dependen de las decisiones de inversión del sector empresarial. Cabe recordar que según la política de promoción de las energías renovables se estableció el objetivo de 5% en participación de las energías renovables, sin considerar hidroeléctricas RER, respecto a la demanda nacional de energía. El MINEM puede modificar la manera a fin de elevar o mantener dicha participación cada 05 años.

61 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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b. Generation Supply Prospects In an intermediate scenario, the aggregate of projects forecast for 2011 to 2015 will mean for SEIN an average increase of 869 MW/year. This supply is made up by large hydropower and thermal power plants of natural gas and renewable energy based plants, such as hydropower plants lower than 20 MW, wind and solar parks, and biomass power plants. In the following three five-year periods of time, from 2016 to 2030, the increases may be 645, 850 and 875 MW/year, respectively, considering keeping an average reserve margin of 41% (benchmark value only for this evaluation and computed based on the demand forecast of an intermediate scenario). In other words, it is estimated that in an intermediate scenario, the total increase of the generation supply required by the country from 2011 to 2030 would be 17 148 MW.

Regarding the projects forecast until year 2016, they total 5 079 MW. Based on their power, the most outstanding are: C.H. Chaglla (406 MW), Cerro El Águila (402 MW), C.T. Fénix (520 MW), the cold reserve plants with a total of 800 MW and the group of wind, solar and biomass projects which total 348 MW. Furthermore, other projects and technologies are being evaluated, taking into consideration that they must start operating as from year 2019. Up to 2030, the expected additional supply would be 10 810 MW to keep a reserve margin of 35%. This reserve margin involves having stand-by power plants, ready-to-use promptly, in order to meet the scheduled or not scheduled non availability in other power plants, and also in some cases to meet any unexpected large demand increases. Other of the reasons for a reserve margin is the natural or unexpected reduction of electricity production from wind and solar plants, consi-

dering that this type of plants operate on a non continuous basis due to their dependence on wind availability and intensive solar radiation at daytime. The same situation, although with less variability, applies to hydropower plants which do not use dams or ponds, and where electricity production directly depends on the flood or draught seasons of river flows. For other scenarios, the year for the start-up of the projects planned may be longer depending on the unexpected effects affecting the investments committed. Some of the projects are in the study phase and depend on the investment decisions of the business sector. According to the policy for the promotion of renewable energies, the objective is that renewable energies account for 5%, without considering RER hydropower plants, of the national energy demand. The MINEM may increase or keep that share every 05 years.

Perspectivas de oferta para cubrir la demanda 2011-2030 Supply Prospects to Meet the Demand 2011-2030

Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica 30 000

875 MW/año MW/year 869 MW/año MW/year

850 MW/año MW/year

25 000

60 %

50 %

Proyectos por definir Projects to be defined

20 000

40 %

Proyectos termoeléctricos Thermal Power Projects

15 000

30 %

Proyectos hidroeléctricos Hydropower Projects

10 000

20 %

Proyectos de energías renovables eólica y solar Wind and Solar Renewable Energy Projects

5 000

10 %

Centrales termoeléctricas existentes Existing Thermal Power Plants

Centrales hidroeléctricas existentes Existing Hydropower Plants

645 MW/año MW/year

0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

2019 2020 2021 2022

Margen de reserva respecto a la demanda proyectada del escenario medio Reserve Margin in relation to the estimated demand of the intermediate scenario

2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Optimista Optimistic

Medio Intermediate

Conservador Conservative

62 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PROSPECTIVA - PROSPECT

Proyectos de generación previstos como oferta para el Sistema Interconectado Nacional Generation Projects Estimated as Supply for the National Interconnected System Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Proyectos Projects

Potencia Efectiva Effective Power (MW)

Año Year

Centrales Hidroeléctricas Hydropower Plants CH Huanza

Proyectos Projects

Potencia Efectiva Effective Power (MW)

Año Year

Proyectos Termoeléctricos a Gas Natural Natural Gas Thermal Power Plants 91

2013

CT Kallpa, GN-CC

293

2012

CH Molloco (Soro)

158

2014

CT Termochilca (SD olleros), GN-CS

196

2013

CH Molloco (Llatica)

144

2015

CT Fénix, GN-CC

520

2013-2016

2016

CT Chilca, GN-CC

303

2013

CH Chávez

168

2015

CT Las Flores TV

2017

CH Quitaracsa I

112

2014

CT El Faro, GN-CS

171

2017

CH Santa Teresa

2015

CT El Faro, GN-CC

2018

150

2016

CT Termochilca (SD Olleros) TV

100

2017

2015

CT GN BPZ

135

2015

CH Belo Horizonte

180

2016

CT GN Quillabamba

200

2015

CH San Gabán I

150

2016

CT Chimbote G1, GN-CS

340

2020

2015

CT Chimbote T G2. GN-CS

170

2021

CH Chaglla

406

2016

CH Cerro El Águila

402

2016

CH San Gabán III

189

2018

CH San Gabán IV

130

2018

II Fase CH Machu Pichu

100

2015

CH Santa Rita

174

2015

CT Talara

200

2013

2017

CT Etén

200

2014

CT Llo

400

2013

CH La Virgen

CH Pucará CH Tarucani

CH Marañon

CH Olmos

CH RER

234 Subtotal

2012-2015

Subtotal

2 612

Proyectos termoeléctricos para Reserva Fría con Generación Dual (Diesel y Gas Natural) Thermal Power Projects for Cold Reserve with Dual generation (Diesel and Natural Gas)

Subtotal

3 137

800

Proyectos Renovables Eólica, Solar y biomasa Renewable Energy, Wind and Solar Projects CCEE

232

2012-2014

CCSS

2012-2014

CCBB

2011-2014

Subtotal TOTAL

c. Proyección de la transmisión Demanda de reforzamiento y ampliación El incremento de la demanda y la oferta eléctrica obliga a reforzar el sistema de transmisión para permitir el transporte de mayor flujo de electricidad. Este refuerzo consiste en incrementar el número de líneas sobre las torres de transmisión existentes, si están preparados para ello, o en su defecto construir más torres de transmisión con rutas paralelas o alternas a las existentes. Una forma relativamente económica de ampliar la capacidad de transporte es utilizar mayores niveles de voltaje o tensión para lo cual se requieren torres eléctricas de mayor tamaño). Por esta razón, y debido a que se pronostican grandes incrementos de demanda y oferta en el país, se están construyendo redes de transmisión con tensiones de 500 kV, con la visión de extenderlas a nivel nacional y consolidarlas como una vía que soporte grandes bloques de electricidad en toda la ruta del SEIN. Esta vía permitirá aprovechar la energía producida por los grandes proyectos nacionales de generación e incluso la oferta eléctrica de otros países a través de una interconexión internacional. El siguiente nivel de tensión, y el más importante, es el de 220 kV, cuyas rutas existentes se reforzarán en el corto plazo, mientras que en el mediano plazo se extenderán hacia sistemas eléctricos aislados.

348 6 897

63 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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En la actualidad, el SEIN refleja secuencialmente la forma en que se abatieron las dificultades técnicas y económicas para expandir la red y unir la demanda (usuarios) con la oferta (generación), primero sobre la costa y luego sobre los accidentes geográficos de Los Andes, con el reto de expandir la red hacia la zona oriental amazónica del país, sin olvidar las consideraciones previas de orden político, ambiental y social. Plan de transmisión El reforzamiento del sistema de transmisión a nivel nacional se desarrolla satisfactoriamente en el marco de la normativa del subsector eléctrico que estableció la elaboración de un Plan de Transmisión, propuesto por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) para la aprobación del MINEM y con opinión previa del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). La normativa establece también que hasta desarrollar y publicar el primer Plan de Transmisión, ésta se desarrollará de acuerdo al Plan Transitorio de Transmisión. En el capítulo 08 del documento están los proyectos de transmisión en ejecución según el Plan Transitorio, así como los principales proyectos propuestos en la actualización del Plan de Transmisión 2013-2022, publicado en abril de 2012.

c. Transmission Forecast Reinforcement and expansion demand The increase of demand and the electrical supply requires a reinforcement of the transmission system to allow for a higher electricity flow. This strengthening consists of increasing the number of lines on the existing transmission lines, if they are ready for that, or, otherwise, build more transmission towers with parallel or alternate routes to the existing ones. A relatively economic form to expand the transport capacity is to use higher voltage levels, and for that, larger electrical towers are required. This is the reason why, and because large demand and supply increases are expected in the country, 500 kV transmission networks are being built, in order to expand them nationwide and consolidate them as an alternative for large electricity blocks in all the SEIN route. This will allow using the energy produced by large national generation projects and even the electrical supply of other countries through international interconnection. The following level of voltage, and the most important one, is 220 kV, which existing routes will be reinforced in the short term, and in the medium term they will be expanded to isolated electrical systems. Today, the SEIN shows in sequence the form how the technical and economic problems were solved

to expand the network and match the demand (users) with the supply (generation), first on the coast, and then on the Andes with its particular geographic characteristics, with the challenge of expanding the network towards the Amazon Eastern side of the country, without forgetting the previous political, environmental and social considerations. Transmission plan The strengthening of the transmission system nationwide is developed satisfactorily within the framework of the electricity subsector that provided for the preparation of a Transmission Plan to be proposed by the Committee for the Economic Operation of the National Interconnected System (COES) and to be approved by the MINEM and with the opinion of the Supervisory Agency for Energy and Mining Investment (OSINERGMIN). The laws also set forth that until developing and publishing the first Transmission Plan, it will be developed according to the Temporary Transmission Plan. Chapter 08 of the document shows the transmission projects executed according to the Temporary Plan, as well as the main projects proposed in the updating of the Transmission Plan 2013-2022, published in April 2012.

64 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PROSPECTIVA - PROSPECT

Líneas de transmisión existentes y proyectadas Existing and Planned Transmission Lines

Interconexión internacional Fuente / Source: MINEM, Estadística por Regiones

DESCRIPCIÓN DESCRIPTION

Las interconexiones con otros países tienen la finalidad de incrementar la seguridad y confiabilidad de suministro de un sistema de transmisión. Además, crean oportunidades comerciales o de mercado para empresas integrantes del sistema, lo cual puede llevar a hacer económicamente factible el desarrollo de grandes proyectos de generación. El Estudio “Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión 2013-2022” explica importantes aspectos relacionados con el desarrollo de las interconexiones internacionales del Perú con los países limítrofes, hacia el mediano y largo plazo. Hasta el año 2022, se estima que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional-SEIN contará con un sistema de transmisión de 500 kV que asegure el transporte de energía generada por las futuras centrales que conforman la oferta de generación y, las facilidades que permita tener capacidad de intercambio de electricidad conforme a los acuerdos binacionales o regionales que se suscriban. En el citado estudio se indica que los proyectos de interconexiones internacionales generalmente se desarrollan con fines específicos tales como la integración de mercados, exportación o importación de electricidad a partir de

EXISTENTES PROYECTADAS EXIXTING FORECAST

ACTUALIZADO A AGOSTO 2012 / UPDATED AS OF AUGUST 2012

65 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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centrales eléctricas predefinidas, el aprovechamiento conjunto de complementariedades hidrológicas pudiendo incluir el manejo de capacidades de regulación hídrica estacional o multianual. Existen importantes avances sobre los acuerdos efectuados con la Comunidad Andina de Naciones - CAN y algunos países limítrofes, que a continuación se detalla : • A cuerdo Regional CAN: Acuerdo para la Interconexión Regional de los Sistemas Eléctricos y el Intercambio Internacional de Energía Eléctrica según Decisión 757 de agosto del 2011.

• Interconexión Perú – Ecuador: actualmente el país está interconectado con Ecuador a través de la línea de transmisión Zorritos Machala de 220 kV. Se cuenta con un enlace de capacidad limitada (160 MW de transferencia de carga a 220 kV) y es utilizada para suministros extraordinarios de emergencia entre los dos países. Al culminar la construcción de redes de transmisión, se optimizará la Interconexión en Extra Alta Tensión que facilitará la complementariedad hidrológica de Perú y Ecuador, en el mediano y largo plazo. Además, existen posibilidades de desarrollo de:

• Acuerdo Binacional Perú - Brasil, suscrito en junio del 2010.

• Interconexión Perú - Brasil: En la Propuesta de Actualización del Plan de Transmisión – PPT se desarrolló un esquema de conexión para los proyectos considerados en el Acuerdo Binacional que contempla el suministro al SEIN y exportación al Brasil.

El Perú posee una ubicación geográfica favorable en la Región que permite crear oportunidades comerciales, como impulsar la exportación - importación de energía con los países vecinos. Actualmente, se ha logrado la interconexión con el Ecuador y avances de negociaciones energéticas con Brasil. A continuación se describe la situación actual y las oportunidades que se prevé a futuro:

• Interconexión Perú - Colombia: los alcances geográficos de los sistemas interconectados nacionales del Perú y Colombia están muy alejados de las fronteras, sin embargo es posible en un futuro previsible contar con un enlace físico de interconexión entre los dos países, de manera indirecta, a través del Ecuador. En el largo plazo, podría implementarse la integración eléctrica Perú – Ecuador – Colombia.

• Convenio Binacional de Integración Energética Perú-Brasil, suscrito en mayo del 2008.

• I nterconexión Perú - Bolivia: a futuro, tanto Perú como Bolivia podrían exportar excedentes energéticos. Bolivia con una base de oferta de generación térmica a gas natural de bajo costo y el Perú con un fuerte componente hidráulico. • Interconexión Perú - Chile: en el mediano plazo, se prevé la implementación del plan vinculante de la Propuesta del Plan de Transmisión en el Sur del Perú, que contaría con un sistema de transmisión a 500 kV en puntos muy cercanos a la frontera (Montalvo, Moquegua). Este reforzamiento sería primordial, si en la oferta futura para el Sur se prevé proyectos de generación térmica a gas natural así como hidroeléctricas. Cabe señalar, que las decisiones de interconexión parten de acuerdos políticos, y de los resultados de un análisis técnico y económico sobre los impactos, como la variación de precios de electricidad, la complemen-tariedad de los recursos energéticos; entre otros aspectos importantes que permitan conocer el costo-beneficio de la inversión.

66 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PROSPECTIVA - PROSPECT

International interconnection Interconnections with other countries aim at increasing security and reliability of the transmission system supply, and creating business or market opportunities for the companies involved in the system, which may result in the development of large generation projects being economically feasible. The study “Proposed Updating of the Transmission Plan 2013-2022” explains major aspects related to the development of international interconnections of Peru with its neighbors in the medium and long term. Until 2022, it is estimated that the National Interconnected Electric System -SEIN- will have a 500kV transmission system to ensure transport of the energy generated by future generation plants and

Oportunidades de interconexión eléctrica con otros países de la región Electric Interconnection Opportunities with Other Countries in the Region Fuente / Source: MINEM

an electricity exchange capacity according to binational or regional agreements. This study indicates that the international interconnection projects are usually developed with specific purposes such as market integration, electricity exports or imports from preset power plants, a joint use of hydropower features including the management of seasonal or multiannual water regulation capacities. Significant progress has been achieved on the agreements made with the Andean Community (Comunidad Andina de Naciones-CAN) and some neighboring countries as detailed below: • Andean Community Regional Agreement: Agreement for Regional Interconnection of Electrical Systems and International Exchange of Electrical Energy based on Decision 757 dated August 2011.

Interconexión eléctrica existente entre los países Perú y Ecuador Existing Electrical Interconnection between Peru and Ecuador Fuente / Source: COES, Propuesta de Plan de Transmisión

• Peru-Brazil Binational Agreement for Energy Integration entered into in May 2008. • Peru-Brazil Binational Agreement entered into in June 2010. Peru’s favorable geographic location in the Region allows for creating business opportunities such as encouraging energy exports and imports with neighboring countries. At present, there is an interconnection with Ecuador and progress has been achieved as well in the negotiations with Brazil. The current situation and the future opportunities are described below: • Peru - Ecuador Interconnection: Now, the country is interconnected with Ecuador through the Zorritos- Machala 220 kV transmission line. There

Posible proyecto de interconexión eléctrica entre los países de Perú y Brasil Potential Electric Interconnection Project between Peru and Brazil Fuente / Source: COES, Propuesta de Plan de Transmisión

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is a restricted capacity link (160 MW load transfer at 220 kV) and it is used for extraordinary emergency supplies between these two countries. When the construction of the transmission lines is completed, the Extra High Voltage Interconnection will be optimized to facilitate the hydrologic exchange of Peru and Ecuador in the medium and long term. • Peru - Brazil Interconnection: The Proposed Updating of the Transmission Plan (PPT) includes a connection scheme for the projects set forth in the Binational Agreement that provides for supply to SEIN and exports to Brazil. • Peru - Colombia Interconnection: The geographic scope of the Peruvian and Colombian national interconnected systems are rather far from the borderlines. However, it is still possible in the near future to have a physical interconnection link between these two countries, indirectly, through Ecuador. In the long run, a Peru-EcuadorColombia electrical integration may become a reality.

• Peru - Bolivia Interconnection: In the future, both Peru and Bolivia could export energy surpluses: Bolivia, with a low-cost natural gas thermal power supply, and Peru, with a strong hydropower resource. • Peru - Chile Interconnection: It is expected to implement in the medium term the binding plan of the Proposed Transmission Plan in Southern Peru. It will have a 500 kV transmission system in spots near the borderline (Montalvo, Moquegua). This strengthening would be essential if the future supply for the Southern area includes natural gas thermal power and hydropower projects. Interconnection decisions are the result of political agreements and technical and economic analysis on the impacts, electricity price variation and supplementary energy resources, among other important aspects that allow knowing the cost-benefit of investment.

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Generación, transmisión y distribución de energía eléctrica: auténticas oportunidades de inversión. Electric energy generation, transmission and distribution: real investment opportunities.

MECANISMOS DE INVERSIÓN INVESTMENT MECHANISMS

6. Mecanismos de Inversión

6. Investment Mechanisms

a. Inversión y retorno

a. Investment and return

La normativa eléctrica destaca la importancia de promover la competencia en el sector. Al respecto, el modelo regulatorio establece que para participar en el negocio eléctrico, una empresa debe desarrollar sólo una de las actividades eléctricas: generación, transmisión o distribución. Además, se permite la excepción a esta regla a empresas que operan sistemas aislados, con la condición de que mantengan contabilidades separadas. Asimismo, las fusiones y adquisiciones entre empresas serán previamente evaluadas y aprobadas por el INDECOPI, a fin de resguardar la competencia ante la influencia de los grupos económicos que poseen participación en las diferentes empresas eléctricas del país.

The electricity oriented rules underscore the importance of promoting competition in the electricity sector. To this respect, the regulatory model provides that in order to participate in the electricity business, a company must carry out only one of the electricity related activities: generation, transmission or distribution. However, companies operating isolated systems are exempted from this rule provided that they keep separate accounting. Furthermore, mergers and acquisitions between companies will be previously evaluated and approved by INDECOPI, in order to protect competition from the influence of economic groups which have a share in the different electric companies in the country.

MECANISMOS DE INVERSIÓN - INVESTMENT MECHANISMS

Generación

Medios para la inversión y alternativas de retorno en el mercado eléctrico Investment tools and return alternatives in the electricity market Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Empresas Eléctricas / Electric Companies

Medios de inversion / Investment Form Iniciativa propia Own initiative Licitación Pública Internacional según un Plan* International Public Bidding according to a Plan* Subsidio directo aprobado por el Estado Direct Subsidy approved by the State Alternativas para la venta de electricidad / Alternatives for the sale of electricity Mercado Spot Spot Market Mercado Libre Free Market Mercado Regulado Regulated Market Mercado Subastas Auction Market Otras alternativas para el retorno de la inversión / Other Alternatives for Return on Investment Peajes regulados Regulated Tolls Primas y beneficios del subsidio Premiums and Benefits of Subsidy *Incluye algunos casos de requerimiento de infraestructura eléctrica aportado por el Estado. Includes some cases requiring infrastructure approved by the State.

Proyectos de Electrificación Rural Rural electrification projects

Distribuidoras Distribuitors Proyectos de electrificación no Rural Non rural electrification projects

Proyectos para el Sistema Complementario de Transmisión Projects for the supplementary Transmission System

Transmisoras Transmissors

Proyectos para el Sistema Garantizado de Transmisión Projects for the Guaranteed Transmission System

Proyectos con energía No renovable Non renewable enegry projets

Descripción / Description

Proyectos con energía Renovable Renewable Energy Projects

Generadoras Generators

El negocio de la generación se desarrolla dentro de un esquema de competencia y las nuevas inversiones pueden partir tanto por iniciativa propia del inversionista como del Estado, y en el caso de este último referido a la licitación de proyectos de interés nacional definidos sobre la base de planes de desarrollo del sector electricidad. La electricidad, producto de transacción, puede producirse con diversas tecnologías de generación renovables y no renovables, teniendo en consideración que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), operado por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) sólo considerará comercialmente a la electricidad producida por las centrales más eficientes y económicas, es decir que despacharán en un orden de menor a mayor costo variable de electricidad -costo marginal-, y según la mayor rapidez y disponibilidad para responder a la demanda. También despacharán primero a aquellos que por normativa tienen preferencia, como son las centrales con energías renovables. En este sentido, la empresa puede diversificar sus opciones de participación en el despacho, si adquiere diferentes tecnologías de generación que se complementan en cuanto a la variabilidad de uso o disponibilidad de recursos energéticos (hidroenergía, vientos, radiación solar y gas natural, entre otros) y las preferencias de despacho. Actualmente, las centrales eléctricas con energías renovables tienen preferencia en el despacho y se aplican primas -beneficio de subsidio- para cubrir el costo total de la producción eléctrica (cantidad y precio comprometido como resultado de las subastas) en la partida que no pueda ser cubierto por el mercado spot. Cabe mencionar que el mercado spot sólo ofrece ingresos económicos al precio spot o costo marginal resultante del sistema.

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Asimismo, los beneficios a las energías renovables se aplican a la oferta de suministro de proyectos que lograron adjudicarse contratos de suministro por medio de las subastas RER (Recursos Energéticos Renovables). Este beneficio tiene un límite que está representado por el objetivo de 5% de la demanda de energía eléctrica nacional. En lo que respecta al mercado eléctrico, a parte del mercado spot, hay otros mercados como el mercado libre, el mercado regulado y el mercado de subastas de suministro. La combinación de estos mercados puede permitirles disminuir el riesgo del negocio y tener un flujo de caja relativamente menos variable y predecible respecto a la venta de electricidad y los costos de producción. Una breve descripción de estos mercados se muestra en el capítulo 2 de este documento. Otros mecanismos de promoción e incentivo para la construcción de centrales eléctricas son los beneficios tributarios ofrecidos a los proyectos de grandes hidroeléctricas y de energías renovables, señalados en el capítulo 1. Asimismo, el Estado puede promover la realización de subastas de suministro de electricidad de mediano y largo plazo, con la finalidad de asegurar la inversión de dichos proyectos.

Generation Generation business is developed on a competition basis and new investments start upon initiative by investors or the state. If promoted by the State, tenders or biddings are called for projects of national interests designed based on the development plans of the electricity sector. Electricity, as a result of the transaction, may be generated using several renewable and non renewable generation technologies, taking into consideration that the National Interconnected Electric System (SEIN), operated by the Committee for the Economic Operation of the National Interconnected System (COES). From a commercial standpoint, this Committee only considers the electricity generated by the most efficient and economic plants, in other words, by the ones which dispatch electricity ranked based on the lowest to the highest variable electricity cost -marginal cost-, as well as speed and availability to meet the demand. The companies dispatching first will also include those companies which enjoy any privilege under the law such as the renewable energy plants. Hence, a company may diversify its options for dispatch if it acquires different generation technologies that may supplement each other in terms of variability of use of availability of energy resources (hydropower, winds, solar radiation and natural gas, among others) and the dispatch preference. Now, power plants with renewable energies have preference for the dispatch, and premiums are applied -a subsidy benefit- to cover the total cost of electrical energy production (volume and price committed as the result of auctions) in the item that may not be covered by the spot market. The spot market only offers economic earnings at spot price or marginal cost resulting from the system.

Furthermore, the benefits to renewable energies are applied to the supply of projects that are awarded contracts through RER (Renewable Energy Resources) auctions. This benefit has a limit represented by the 5% objective of the national electrical energy demand. Regarding the electricity market, in addition to the spot market, there are other markets such as the free market, the regulated market and the supply auction market. The combination of these markets may allow decreasing the business risk and have a relatively less variable and predictable cash flow in relation to the sale of electricity and production costs. Chapter 2 of this document contains a brief description of these markets. Other mechanisms for the promotion and incentive of power generation plants include the tax benefits offered to large renewable energy and hydropower plant projects, as explained in Chapter 1. Moreover, the State may promote electricity supply auctions in the medium and long term in order to ensure investments of said projects.

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MECANISMOS DE INVERSIÓN - INVESTMENT MECHANISMS

Transmisión El negocio eléctrico de la transmisión se desarrolla principalmente dentro de un esquema regulado porque posee la característica de monopolio natural. Según la reforma normativa del sector eléctrico, el Estado determina los proyectos de transmisión a través de un Plan de Transmisión para luego implementarlos en primera instancia a través de licitaciones. Este esquema ha estado aplicándose con un Plan Transitorio de Transmisión, y ahora con la reciente publicación del Primer Plan de Transmisión (abril de 2011) se espera continuar ejecutando los planes de reforzamiento y ampliación para el corto y mediano plazo. Cabe indicar que dentro del plan se determinan aquellos proyectos que formarán parte del Sistema Garantizado de Transmisión, es decir que tendrán asegurado el retorno de la inversión al monto adjudicado en la licitación con ingresos fijos dentro de un periodo de 30 años. El criterio básico de sistema garantizado se basa en las redes troncales que benefician a todo los usuarios del SEIN. Los recursos económicos para cubrir el pago anual de dicho sistema provendrán de todos los clientes finales como un rubro adicional dentro de la facturación. Opcionalmente, el plan incluirá los proyectos del Sistema Complementario de Transmisión, donde los ingresos para el retorno de inversión provienen sólo de los beneficiarios de dicho sistema. También se asegura el retorno de la inversión con ingresos fijos dentro de un periodo de 30 años. En ambos casos se aplica el pago de peajes, cuyos valores son regulados por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Aquellos proyectos que no estén dentro del Plan de Transmisión podrán ser desarrollados

por iniciativa propia de los inversionistas cuyas empresas necesiten nuevas redes de transmisión para los fines propios de su actividad económica o porque perciben una oportunidad para obtener ganancias por cobros de peaje y asumen el riesgo del negocio. Cuando se culminen dichos proyectos serán denominados también como Sistema Complementario. En resumen, a partir de la reforma, el Sistema de Transmisión se desarrollará en los 02 tipos de sistemas calificados como: Sistema de Garantizado de Transmisión y Sistema Complementario de Transmisión. Asimismo, se mantendrá las condiciones contractuales y la calificación anterior de las redes existentes antes de la reforma como son el Sistema Principal y el Sistema Secundario. Distribución El negocio eléctrico de la distribución se desarrolla dentro de un esquema regulado porque posee la característica de monopolio natural. Si una empresa es beneficiaria del otorgamiento de una concesión definitiva de distribución significa que adquiere un área geográfica en concesión sobre la cual tiene la obligación de suministrar electricidad a quienes la soliciten dentro de dicha área, cumpliendo previamente con las normativas referidas a la propiedad del predio. En cambio, sobre las zonas que no existen concesiones o áreas otorgadas, cualquier inversionista o empresa podrá desarrollar y expandir un sistema eléctrico distribución. Respecto a los precios de electricidad, la normativa del subsector eléctrico otorga al OSINERGMIN la facultad de determinar los precios de referencia en barra del sistema -para compra venta de electricidad en bloque-, las tarifas de electricidad para clientes finales regulados -para venta de electricidad- y los peajes dentro del sistema de distribución.

Por otro lado, también existen clientes libres finales -de mayor consumo- con quienes tiene la oportunidad de negociar la cantidad y precios del servicio eléctrico. Además, existen otros mercados que permiten a las empresas distribuidoras poder diversificar el monto y temporalidad de sus egresos por compra de electricidad e ingresos por la venta de ésta. La electrificación rural es un programa de subsidio del Estado para aquellos proyectos que tienen el objetivo de construir pequeños sistemas eléctricos de distribución y llevar la electricidad hacia aquellas zonas rurales donde las empresas de distribución no poseen concesión definitiva. Además, dichos proyectos no son económicamente factibles dentro de un contexto de inversión normal. Posteriormente, las instalaciones construidas se transfieren a las empresas estatales o empresas privadas interesadas en realizar la operación y mantenimiento y ampliar su ámbito territorial de negocio.

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Transmission The electricity transmission system is mainly developed as part of a regulated scheme because it is a natural monopoly. According to the regulatory reform of the electricity sector, the State defines the transmission projects based on a Transmission Plan and then calls for tenders or auctions to implement them. This scheme has been applied with a Temporary Transmission Plan, and now with the recent publication of the First Transmission Plan (April 2011), it is expected to continue executing the reinforcement and expansion plans for the short and medium term. The plan includes those projects that will become part of the Transmission Guaranteed System, which means that they will have a guaranteed return on investment regarding the amount awarded in the auction with fixed income in a period of 30 years. The basic criteria of a guaranteed system are based on the main networks that benefit all users of the SEIN. The economic resources to make the annual payment of this system will come from all final customers as an additional billing item. Optionally, the plan will include the projects of the Supplementary Transmission System, where the return on investment is sourced from the beneficiaries of the system only. It also ensures the return on investment with fixed earnings within a period of 30 years. In both cases, tolls are paid, and their values are regulated by the Supervisory Agency for Energy and Mining Investment (OSINERGMIN). The projects that are not included in the Transmission Plan may be developed by own initiative of investors which require new transmission networks for purposes consistent with their line of business or because they foresee an opportunity to earn from the tolls collected and choose to undertake the

business risk. When these projects are completed, they will be called Supplementary System. In brief, as from the reform, the Transmission System will be developed in 02 types of systems qualified as: Guaranteed Transmission System and Supplementary Transmission System. Likewise, the network contract and qualification conditions existing before the reform will be kept, such as the Main System and the Secondary System.

Rural electrification is a State subsidy program for those projects that intend to build small distribution systems and bring electricity to those rural areas where distribution companies do not have a final concession. Additionally, those projects are not economically feasible in a normal investment context. The facilities built are then transferred to state or private companies interested in operating and providing maintenance and expanding their business territory.

Distribution The electricity distribution business is developed as part of a regulated scheme because it is a natural monopoly. If a company is benefited with a final distribution concession, it means that it is receiving a geographic area under concession where it has the obligation to supply electricity to those requiring it in that area, in accordance with the rules applicable to ownership of a real estate. But, in the areas where there are no concessions or areas granted, any investor or company may develop and expand an electricity distribution system. Regarding the electricity rates, the electricity subsector rules grant to OSINERGMIN the authority to determine the benchmark bar rates of the system –to purchase and sell electricity in batches -, the electricity rates for regulated final customers –for electricity sale – and the tolls for the distribution system. There are also free final customers –with a larger consumption – with whom they have the chance to negotiate the volume and rates of the electricity service. There are also other markets that allow distribution companies to diversify the amount and frequency of their expenditures in purchases of electricity and earnings from the sale of electricity.

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MECANISMOS DE INVERSIÓN - INVESTMENT MECHANISMS

b. Otorgamiento de derechos eléctricos Los derechos eléctricos que otorga el Estado para el desarrollo de las actividades eléctricas son las concesiones, autorizaciones y servidumbres. Concesión temporal Se otorga para la realización de estudios de factibilidad, a fin de que la empresa posea el permiso de utilizar bienes de uso público y el derecho de obtener la imposición de servidumbres para la realización de dichos estudios. El plazo máximo de esta concesión es de 2 años, con opción a ampliarse por un 1 año en caso de fuerza mayor, vinculante alincumplimiento contra la caducidad de la concesión (no culminación del estudio) y la ejecución de la carta fianza. Esta concesión se aplica a: 1. Centrales de generación cuya potencia instalada sea igual o superior a 750 MW y/o en caso requieran servidumbres sobre bienes de terceros. 2. Subestaciones o líneas de transmisión. Las referencias normativas son: artículo 23° de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE, Decreto Ley Nº 25 844), artículo 30° de su Reglamento y artículo 8º de la Ley 16053. Concesión definitiva Se otorga para la implementación de proyectos eléctricos y el desarrollo de las actividades eléctricas correspondientes. El plazo es indefinido. En caso de proyectos, la solicitud del permiso incluye un cronograma para el periodo de implementación hasta su puesta en operación, vinculante al incumplimiento del cronograma contra la caducidad de la concesión y la ejecución de la carta fianza.

El cronograma es modificable en caso de fuerza mayor calificado por la autoridad concedente. Esto se aplica a: 1. Generación de energía eléctrica que utilice recursos hidráulicos con potencia instalada mayor de 500 KW. Esta concesión se denomina Concesión Definitiva de Generación. 2. Transmisión de energía eléctrica, cuando las instalaciones afecten bienes del Estado y/o requieran la imposición de servidumbre por parte de éste. Esta concesión se denomina Concesión Definitiva de Transmisión. 3. Distribución de energía eléctrica con carácter de Servicio Público de Electricidad, cuando la demanda supere los 500 kW. Esta concesión se denomina Concesión Definitiva de Distribución. 4. Generación de energía eléctrica con recursos energéticos renovables conforme a la ley de la materia, con potencia instalada mayor de 500 KW. Esta concesión se denomina también Concesión Definitiva de Generación RER (Recursos Energéticos Renovables). Dependiendo del caso, se requiere previamente la aprobación respectiva de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE) sobre los estudios de impacto ambiental. Las referencias normativas son: artículos 3º, 25° y 38º de la LCE, artículos 37º y 66° de su Reglamento y artículo 8º de la Ley Nº 16 053.

b. Granting of Electricity-Related Rights The electricity-related rights granted by the State for the development of electrical energy activities are concessions, authorizations and easements. Temporary concession They are granted to carry out feasibility studies in order that a company has the authorization to use properties of public use and the right to obtain easements for performing those studies. The maximum term for this concession is 2 years, with the possibility of expanding it for one year in case of force majeure, related to non performance against expiration of the concession (non completion of study) and the execution of a letter of guaranty. This concession is applicable to: 1. Generation plants with an installed power equal to or higher than 750 MW and/or in case they require easements on properties owned by thirds. 2. Substations or transmission lines. Reference rules: article 23° of the Electrical Concession Law (LCE, Decree Law Nº 25 844), article 30° of its regulations and article 8º of Law 16053. Final Concession It is granted for the implementation of electrical projects and the development of related electricity related activities. It is granted for an indefinite term. In case of projects, the request for permit includes a binding schedule for its implementation until its start-up. Any non performance of the schedule results in termination of the concession and execution of the letter of guaranty.

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The schedule may be modified in case of force majeure qualified by the relevant authority which grants the concession. This applicable to: 1. Electricity generation using hydraulic resources with an installed power over 500 KW. This concession is called Final Generation Concession. 2. Electricity transmission when the facilities affect state properties and/or require the creation of easements by the State. This concession is called Final Transmission Concession. 3. Electricity distribution as Electricity Public Service, when the demand exceeds 500 kW. This concession is called Final Distribution Concession. 4. Electricity generation with renewable energy resources according to the law with an installed power of 500 KW. This concession is also called RER (Renewable Energy Resources) Final Generation Concession. Depending on the case, it requires prior approval by the General Directorate of Energy-Related Environmental Affairs (DGAAE) on the environmental impact assessments. Reference rules: articles 3º, 25° and 38º of LCE, articles 37º and 66° of its Regulation and article 8º of Law Nº 16 053.

Principales requisitos para la solicitud de derechos eléctricos Major Requirements for Electricity-Related Rights Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Concesiones Eléctricas

Requisitos Requirements

Concesión Temporal Temporary Concession

Concesión Definitiva Final Concession

Autorización Authorization

Perfil o prefactibilidad Profile of Pre-Feasibility

Factibilidad Feasibility

10% del Presupuesto del Estudio 10% of the study budget

1% del Presupuesto del Proyecto hasta un tope de 500 UIT 1% of Project Budget up to 500 UIT maximum***

Solicitud según formato y pago de TUPA Request Form and Payment of TUPA Identificación de la empresa y representante legal en registros públicos Company’s data and legal representative as filed in Public Registry Planos de ubicación y coordenadas geográficas Location Maps and Geographic Coordinates

Memoria Descriptiva Description Autorización para el uso de recurso natural * Authorization to use natural resource * Especificar las servidumbres que requerirán Indicate the easements to be required Cronograma Schedule Presupuesto Budget Resolution que aprueba el Estudio de Impacto Ambiental ** Ruling that approves the Environmental Impact Assessment **

Garantía (Carta Fianza) Guaranty (Letter of Guaranty) Sustento de compromiso de inversión Commitment of investment Support Informe de Clasificadora de Riesgo Risk Company Report

* Aplicado a centrales de generación que utilizarán recursos hídricos / Applied to generation plants using hydropower resources. ** En caso de centrales de generación iguales o menores de 20 MW, solo se requiere una Declaración Jurada de Impacto Ambiental. In case of generation plants equal to or higher than 20 MW, an Affidavit of Environmental Impact is required. *** La UIT - Unidad Impositiva Tributaria, para el año 2011 asciende a S/. 3600.00 or US$ 1 319 (al tipo de cambio 2.73). UIT is the Spanish abbreviation of Taxable Unit which in 2001 amounts to S/.3600 o US$1 319 (at an exchange rate of 2.73).

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MECANISMOS DE INVERSIÓN - INVESTMENT MECHANISMS

Autorizaciones Se requiere autorización para desarrollar las actividades de generación termoeléctrica cuando la potencia instalada sea superior a 500 kW. En caso de generación termoeléctrica con recurso de biomasa se deberán cumplir los requisitos establecidos para autorizaciones. No obstante, el trámite es considerado como Concesión Definitiva de Generación RER (Art. 38º LCE). En el caso de proyectos, esta autorización establece un cronograma de ejecución hasta la puesta en operación cuyo cumplimiento evita la cancelación de la autorización y ejecución de la garantía en caso de incumplimiento. El cronograma es modificable sólo por motivos de fuerza mayor calificados por la autoridad concedente de la autorización. Las referencias normativas son: artículos 4° y 38° de la LCE, artículo 66º de su Reglamento y artículo 8º de la Ley 16 053. Informantes Es una categoría de informantes aplicada a pequeñas centrales o unidades que suman menos de 500 KW. Los propietarios y operadores de estas instalaciones deben informar a la autoridad competente los datos técnicos de su instalación y operación.

4. De sistemas de telecomunicaciones. 5. De paso para construir vías de acceso. 6. De tránsito para custodia, conservación y reparación de las obras e instalaciones. Otras normativas aplicables son: artículos 110º y 111º de la LCE, artículo 222º de su Reglamento y artículo 8º de la Ley Nº 16 053. Otras normativas referidas a los procedimientos relacionados a los derechos eléctricos son: • Ley Nº 27 444: Ley del Procedimiento Administrativo General. • Ley Nº 28 858: Ley que complementa la Ley No. 16053, ley que autoriza al Colegio de Ingenieros del Perú supervisar la labor de los profesionales de ingeniería de la República. Competencias otorgamiento de derechos Respecto a la competencia para el otorgamiento de derechos eléctricos debe precisarse que esos son compartidos por el Gobierno Central y los Gobiernos Regionales. En caso del Gobierno Central es el Ministerio de Energía y Minas a través de la Dirección de Concesiones Eléctricas de la Dirección General de Electricidad. Las competencias de los Gobiernos Regionales se precisan en las siguientes normativas:

Servidumbres Según el artículo 110° de la LCE, las servidumbres para la ocupación de bienes públicos y privados se constituirán únicamente con arreglo a las disposiciones de la presente ley. Las servidumbres podrán ser: 1. De acueductos, embalses y obras hidroeléctricas. 2. De electroductos para establecer subestaciones de transformación, líneas de transmisión y distribución. 3. De ocupación de bienes de propiedad particular indispensables para la instalación de subestaciones de distribución para Servicio Público de Electricidad y para el desarrollo de la actividad de generación con Recursos Energéticos Renovables.

Authorizations An authorization is required to perform thermal power generation activities when the installed power exceeds 500 kW. In case of thermal power generation with biomass resources, the requirements set forth for authorizations must be met. However, the proceeding is considered as a RER Final Generation Concession (Art. 38º LCE). In case of projects, this authorization establishes a schedule of execution until commissioning which non performance prevents the cancellation of authorization and execution of the guaranty in case of non performance. The schedule may be modified only in case of force majeure qualified by the authority granting the authorization. Reference rules: articles 4° and 38° of the LCE, article 66º of its Regulations and article 8º of the Law 16 053. Informants It is a category applied to small plants or units that, in the aggregate, total less than 500 KW. The owners and operators of these facilities must report to the relevant authority the technical data of their installation and operation. Easements

• Decreto Supremo Nº068-2006-PCM (13.10.2006) Los gobiernos regionales son competentes para el otorgamiento de concesiones de distribución con una demanda no mayor a 30 MW con fines de servicio público de electricidad, siempre que se encuentren dentro del ámbito de cada región. • Decreto Supremo Nº053-2009-EM (11.07.2009) Las regiones tienen la facultad de otorgar la autorización para la generación de energía eléctrica -incluye concesiones definitivas de generación RERcon potencia instalada mayor de 500 kW y menor a 10 MW, siempre que se encuentren dentro del ámbito de cada región.

According to the article 110° of the LCE, easements for occupation of public and private properties will be created provided that they comply with this law. The easements may be: 1. Aqueducts, dams and hydroelectric works. 2. Electrical lines for transformation substations, transmission lines and distribution. 3. Occupation of properties which are essential for the installation of distribution substations for Electricity Public Service and for the development of generation activity with Renewable Energy Resources.

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4. Telecommunication Systems. 5. Pass to build Access roads. 6. Transit for custody, conservation and repair of works and installations. Other applicable rules: articles 110º and 111º of LCE, article 222º of its Regulations and article 8º of Law Nº 16 053. Other related rules regarding procedures related to electric rights such as:

Competencia de los Gobiernos Regionales Authority of Regional Governments Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Concesiones Eléctricas

Derechos eléctricos Electricity-related Rights

Alcance Scope

Concesiones Definitivas de Generación Final Generation Concessions

Recursos Energéticos Renovables Renewable Energy Resources Potencia instalada superior a 500 KW y menor de 10 MW Installed Power over 500 KW and under 10 MW

• Law Nº 27 444: Law of General Administrative Procedure. • Law Nº 28 858: Law that supplements Law No. 16053, which authorizes the Association of Professional Engineers of Peru to supervise the work of engineers in the country.

Dentro del ámbito regional Within a region limits Autorizaciones Authorizations

Authority to Grant Rights The authority to grant electricity-related rights is shared by the Central Government and the Regional Governments. In case of Central Government, it is the Ministry of Energy and Mines through the Electrical Concession Directorate of the Electricity General Directorate. The authority of the Regional Governments is specified in the following rules:

Plantas Termoelécrticas / Thermal Power Plants 1. Potencia instalada superior a 500 KW y menor Recursos Installed Power over 500 kW and less Renewable Energy Resources 2. Potencia instalada superior a 500 KW y menor de 10 MW Installed Power over 500 kW and under 10 MW

Concesiones Definitivas de Distribución Final Distribution Concessions

Servicio Público de Electricidad Public Electricity Service Máxima demanda no mayor a 30 MW Maximum Demand not over 30 MW Dentro del ámbito regional Within a region limits

• Supreme Decree Nº068-2006-PCM (13.10.2006) Regional Governments have the authority to grant distribution concessions with a demand not higher than 30 MW for electricity public service, provided that they are within the scope of each region. • Supreme Decree Nº053-2009-EM (11.07.2009) The regions have the authority to grant an authorization for electricity generation –including RER final generation concessions- with an installed power higher than 500 kW and lower than 10 MW, provided that they are within the territory of each region.

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MECANISMOS DE INVERSIÓN - INVESTMENT MECHANISMS

Normas particulares en geotermia En el caso de la geotermia existen normativas particulares para su exploración y explotación como la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos (LORG), Ley Nº 26848, y su Reglamento (RLORG), Decreto Supremo No. 019-2010-EM. En el año 2011, se empezaron a otorgar autorizaciones de exploración del recurso geotérmico a fin de iniciar estudios sobre posibles proyectos geotérmicos para la generación de electricidad. Los principales derechos son: Autorizaciones Conforme al artículo 13° de la LORG se requiere autorización para ejecutar de forma exclusiva actividades de exploración de una determinada área de recursos geotérmicos con la finalidad de buscar evidencia de la presencia de recursos geotérmicos. Otras referencias normativas son: artículos 3° y 12° de la RLORG; artículo 8° de la Ley Nº 16 053. La exploración es la actividad geotérmica destinada a determinar las dimensiones, posición, características y magnitud de los recursos geotérmicos que puedan hallarse en el área. Esta autorización está compuesta por 02 fases: Fase I - Para la realización de estudios previos a la perforación de pozos exploratorios profundos, los cuales deberán tener una profundidad no menor de 1000 m. Fase II - Para la realización de perforación de pozos exploratorios profundos, que implica la perforación como mínimo de 03 pozos. Esta autorización tiene un plazo total de 03 años para cumplir con las Fases I (máximo dos años) y II (máximo un año), con opción a ampliarse a 02 años al plazo total por la causal indicada en la norma. Ver artículos º7 y 18º de la LORG. Concesiones Conforme al artículo 13° de la LORG se requiere concesión de recursos geotérmicos para ejecutar

actividades de explotación de recursos geotérmicos, con derechos exclusivos en todo o parte del área de recursos geotérmicos. Otras referencias normativas son: artículos del 3º y 16º de la LORG, artículos 3º, 8º y 21º del LORG y artículo 8º de la Ley Nº 16 053. Servidumbres Respecto a las servidumbres, conforme al artículo 31º del RLORG, antes de iniciar la Fase II de una exploración geotérmica o las actividades correspondientes a una explotación geotérmica, se deberá contar con los acuerdos suscritos con los propietarios de los terrenos a ser afectados por la actividad geotérmica. En caso contrario se podrá solicitar la respectiva Imposición de Servidumbre. El concesionario deberá informar a la Superintendencia Nacional de Bienes Estatales acerca de los terrenos eriazos que usará para realizar la actividad geotérmica. Casos particulares en electrificación rural Según el artículo 28º del Reglamento de la Ley de Electrificación Rural (RLGER), los Sistemas Eléctricos Rurales (SER) necesitarán una Concesión Definitiva de Electrificación Rural para desarrollar las siguientes actividades: 1. Generación de energía eléctrica distribuida embebida en redes de distribución que utilicen recursos renovables y no renovables. 2. Transmisión de energía eléctrica, cuando las instalaciones afecten bienes del Estado y/o requieran la imposición de servidumbre por parte de éste. 3. Distribución de energía eléctrica con carácter de Servicio Público de Electricidad. Es importante mencionar que para solicitar esta concesión, los sistemas rurales deben estar previamente calificados como Sistema Eléctrico Rural según el procedimiento establecido por norma (Resolución Directoral Nº 090-2011-EM/DGE). Del mismo modo, respecto a las servidumbres

79 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

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rurales, conforme el artículo 41° del RLGER, las servidumbres requeridas para los SER son de utilidad pública y de preferente interés público, y serán impuestas por la Dirección General de Electricidad. Otras referencias normativas son: artículo 17º de la Ley General de Electrificación Rural (LGER) Nº 28 749, artículo 43º de su Reglamento (RLGER), D.S. Nº 025-2007-EM y artículo 8º de la Ley 16 053, R.D. Nº 090-2011-EM/DGE. c. Sostenibilidad y los estudios de impacto ambiental El Estado es consciente de que la producción, transporte y consumo de energía genera importantes impactos ambientales por lo que tiene el desafío de incorporar variables de sustentabilidad en el desarrollo del sistema energético, conciliando el abastecimiento de la creciente demanda de energía con una protección efectiva del medio ambiente. Esto implica avanzar en la equidad intergeneracional que permita asegurar el derecho de las generaciones venideras a vivir en un medio ambiente sano y libre de contaminación, y al mismo tiempo no frenar el justo anhelo de alcanzar mejores niveles de vida y de un mayor progreso en las actuales generaciones de nuestro país. En este sentido, se aplicarán normas nacionales generales para todo proyecto de inversión, como la Ley del Sistema Nacional de Evaluación del Impacto Ambiental (SEIA), Ley Nº 27 448 y su reglamento establecido con DS 019-2009 MINAM. El SEIA es el sistema único y coordinado de identificación, prevención, supervisión, control y corrección anticipada de los impactos ambientales negativos derivados de las acciones humanas expresadas por medio del proyecto de inversión. Asimismo, y según dicha normativa, el MINAM en coordinación con las autoridades competentes podrá revisar y precisar el listado de inclusión de los proyectos de inversión sujetos al SEIA. La primera actualización de dicha lista se estableció con la RM Nº 157-2011-MINAM.

En el caso del sector electricidad su aplicación se indica para: 1. Proyectos de electrificación rural (Sistemas Eléctricos Rurales) que abarquen 02 o más regiones*. 2. Generación Eléctrica con energía renovable (hidroeléctrica, solar, eólica y geotérmica, entre otras) y termoeléctrica. 3. Transmisión eléctrica. 4. Distribución eléctrica mayor o igual a 30 MW. Las normativas específicas son: Ley Ambiental para Electricidad y su reglamento (DS Nº 029-94, Jun 2008), y la Ley de Electrificación Rural y su reglamento (DS 011-2009-EM y DS 025-2007-EM, Ley Nº 28 749).

bientales, y durante el seguimiento y control de los aspectos ambientales de los proyectos y actividades de eléctricas en el marco de lo dispuesto por el Convenio Nº 169 OIT, relativo a los Pueblos Indígenas y Tribales en Países independientes, el Decreto Ley Nº 25 844, y otras leyes normativas eléctricas y ambientales. Política Ambiental La política ambiental considera las siguientes pautas socioambientales: • R espeto por la legislación socioambiental: a) Estudio de impacto ambiental y social participativo, b) Estándares ambientales según la legislación peruana y el Banco Mundial, c) Monitoreos.

Límites permisibles Se aplican también normativas que establecen los límites permisibles para proteger el ambiente, así como para las siguientes actividades eléctricas: • R D 008-97-EM/DGAA sobre los límites máximos permisibles para efluentes líquidos productos de las actividades eléctricas. • DS 002-2008 sobre estándares nacionales de calidad ambiental para el agua. • DS 003-2008 sobre estándares nacionales de la calidad ambiental para el aire. Participación Ciudadana Otra normativa importante que promueve la sostenibilidad del subsector electricidad es la referida a la Participación Ciudadana, según la RM. 223-2010-MEM/DM para el desarrollo de los procedimientos de consulta y mecanismos de Participación Ciudadana aplicables durante la tramitación de procedimientos relacionados al otorgamiento de derechos eléctricos, durante la elaboración y evaluación de los estudios am-

• Respecto a las comunidades, referidos a sus usos, costumbres, creencias, idiomas, comidas, religión, fiestas, bailes y trajes se consideran acciones como: a) Procesos participativos de diálogo y consulta, b) Empleo local. • Respeto a la propiedad y la aplicación de compensaciones, servidumbres y adquisiciones. • Reconocimiento de la alta sensibilidad: a) Monitoreo de biodiversidad. b) Sistema de gestión ambiental. c) Plan de relaciones comunitarias. Consulta previa En ese sentido, y con el objeto de reforzar las relaciones con las comunidades se promulgó la Ley Nº 29 785, a fin de reducir el riesgo de conflictos por el desarrollo de proyectos eléctricos. Esta Ley se publicó el 07 de setiembre de 2011 y su vigencia será a partir de los 90 días de dicha publicación.

* Los Proyectos de Electrificación Rural pueden ser evaluados por el Gobierno Nacional, cuando el proyecto abarque 02 o más regiones, o por el Gobierno Regional, cuando el proyecto se desarrolle dentro de la circunscripción regional.

80 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

MECANISMOS DE INVERSIÓN - INVESTMENT MECHANISMS

Geothermal Energy Specific Rules In case of geothermal power, there are specific rules for its exploration and development such as the Organic Law of Geothermal Resources (LORG), Law No. 26848, and its Regulations (RLORG), Supreme Decree No. 019-2010-EM. During 2011, authorizations were granted for exploration of geothermal resources in order to start studies on potential geothermal power projects for electricity generation. The major rights are: Authorizations According to the article 13° of LORG, an authorization is required to carry out, on an exclusive basis, exploration activities in a given area of geothermal resources in order to look for evidence of geothermal resources. Other reference rules: articles 3° and 12° of RLORG; article 8° of Law Nº 16 053. Exploration is the geothermal activity oriented to determine the size, position, characteristics and volume of geothermal studies that may be found in the area. This authorization is made up by two phases: Phase I - For performing studies prior to deep exploratory well drilling; the depth should not be shorter than 1000 m. Phase II - For drilling deep exploration wells, with a minimum drilling of 03 wells. This authorization has a total term of 03 years to comply with Phases I (maximum two years) and II (maximum one year), with the possibility of expansion to 02 years compared to the total term for the causes indicated in the rule. See articles º7 and 18º of LORG. Concessions According to the article 13° of the LORG, a concession of geothermal resources is required to

develop geothermal resources with exclusive rights in all or part of the area where the geothermal resources are. Other reference rules: articles 3º and 16º of the LORG, articles 3º, 8º and 21º of LORG and article 8º of Law Nº 16 053. Easements Regarding easements, according to article 31º of RLORG, before starting Phase II of a geothermal exploration or the activities related to a geothermal development, agreements must be executed with the owners of the land lots to be affected by the geothermal activity. Otherwise, an easement may be requested. A concessionaire must report the National Superintendence of State Properties (Superintendencia Nacional de Bienes Estatales) about any uncultivated land to be used to carry out geothermal activity. Specific Cases in Rural Electrification According to the article 28º of the Regulations of the General Law of Rural Electrification (RLGER), Rural Electrical Systems (SER) will require a Final concession for Rural Electrification to carry out the following activities: 1. Electricity generation in distribution networks using renewable and non renewable resources. 2. Electricity transmission, when the installations affect State-owned properties and/or require the creation of an easement by the State. 3. Electricity distribution as Electricity Public Service. It is important to mention that rural systems must be previously registered as part of the Rural Electrification System to request this concession following the procedure set under the rule (Director’s Ruling Nº 090-2011-EM/ DGE). Likewise, regarding rural easements, according to the article 41° of RLGER, easements required for

81 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

SER are of public use and of public interest and must be created by the Electricity General Directorate. Other reference rules are: article 17º of the General Law of Rural Electrification (LGER) Nº. 28 749, article 43º of its Regulations (RLGER), D.S. Nº 0252007-EM and article 8º of the Law 16 053, R.D. Nº 090-2011-EM/DGE.

1. Rural electrification projects (Rural Electrical Systems) covering 02 or more regions *. 2. Electricity Generation with renewable energy (hydropower, solar, wind and geothermal, among others) and thermal power. 3. Electricity Transmission. 4. Electricity distribution higher than or equal to 30 MW.

c. Sustainability and Environmental Impact Assessments

Specific laws: Environmental Law for Electricity and its regulations (DS Nº 029-94, Jun 2008), and Law of Rural Electrification and its regulations (DS 0112009-EM y DS 025-2007-EM, Law Nº 28 749).

The State is aware that energy production, transport and consumption results in significant environmental impacts. In consequence, it faces the challenge to achieve a sustainable development of the energy system, matching the supply of the increasing energy demand with an effective environmental protection. This involves moving forward inter-generation equity in order to ensure the right of future generations to live in a healthy and contamination-free environment and at the same time does not restrict their hope to enjoy better living standards and provide for a better development of current generations in our country. Accordingly, general rules will be applicable to any investment project such as the Law for the National System of Environmental Impact Assessment (SEIA), Law No. 27448 and its regulations set forth in DS 019-2009 MINAM. The SEIA is a single and coordinated system for the identification, prevention, supervision, control and early correction of adverse environmental impacts resulting from human actions expressed through investment projects. Furthermore, according to the above mentioned law, the MINAM in coordination with the relevant authorities may review and indicate the list of investment projects subject to SEIA. The first update of this list was included in RM Nº 157-2011-MINAM. In the electricity sector, it is applicable to:

Allowable Limits Rules setting the allowable limits to protect environment are also applicable to the following electricity-related activities: • R D 008-97-EM/DGAA on the maximum allowable limits for liquid effluents resulting from electricity activities. • DS 002-2008 on national environmental quality standards for water. • DS 003-2008 on national quality standards of air environmental quality. Citizen Participation Another important rule promoting sustainability in the electricity sector is Citizen Participation, according to RM. 223-2010-MEM/DM for the development of consultation procedures and mechanisms for Citizen Participation applicable during the proceedings related to the granting of electricity-related rights, during the preparation and evaluation of environmental studies and during the follow-up and control of environmental aspects of electrical energy projects and activities according to the ILO Convention Nº 169, related to Indigenous and Tribal Peoples in Inde-

pendent Countries, Decree Law Nº 25844, and other electricity and environmental laws. Environmental Policy Environmental policy takes into consideration the following social and environmental guidelines: • Respect for social and environmental legislation: a) Environmental Impact Assessment and Social participation. b) Environmental Standards according to the Peruvian legislation and the World Bank. b) Monitoring. • Regarding communities, related to their uses, traditions, beliefs, languages, food, religion, festivities, dances and clothes include actions such as a) Participation Processes of dialogue and consultation. b) Local jobs. • Respect for property and application of compensations, easements and acquisitions. • Recognition of high sensitivity: a) Monitoring of biodiversity. b) Environmental Management System. c) Community Relations Plan. • Prior Consultation In order to reinforce the relationships with the community, Law Nº 29 785 was enacted in order to reduce the risk of conflicts caused by development of electricity projects. This Law was published on September 07, 2011 and its effective date is 90 days upon publication.

* Rural Electrification Projects may be evaluated by the National Government, when the project covers 02 or more regions, or by the Regional Government, when the project is developed within a region.

82 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

Un primer gran paso para incrementar la cobertura elĂŠctrica en el PerĂş. A first step to increase electricity coverage in Peru.

PORTAFOLIO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN PORTFOLIO OF GENERATION PROJECTS

7. Portafolio de proyectos de generación

7. Portfolio of generation projects

a. Concesiones definitivas

a. Final Concessions

Proyectos hidroeléctricos Al 1ro de agosto de 2012 se registraron 15 concesiones definitivas en proyectos de generación hidroeléctrica, lo que hace un total de 2 343,5 MW de potencia y US $ 4 202 millones de inversión. Los titulares de cada concesión poseen compromisos contractuales con el Estado para la implementación de los proyectos y su puesta en marcha.

Hydropower Projects As of August 1, 2012, there were 15 final concessions in hydropower projects, which totals 2 343,5 MW of power and US $ 4 202 millions of investment. The holders of each concession have contract commitments with the State for the implementation of the projects and their commissioning. RER Projects

Proyectos RER Al mes de agosto de 2012 se registraron 19 concesiones definitivas de generación RER con un total de 438,1 MW, conformado por 12 hidroeléctricos (210,5 MW), luego 02 proyectos eólicos (110 MW) y 05 proyectos solares (117,5 MW). Los titulares de cada concesión poseen compromisos contractuales con el Estado para la implementación del proyecto y su puesta en marcha.

As of August 2012, there were 19 RER generation final concessions which total 438,1 MW. They were made up by 12 hydropower plants (210,5 MW), 02 wind projects (110 MW) and 05 solar projects (117,5 MW). The holders of each concession have contract commitments with the State for the implementation of the project and their commissioning.

PORTAFOLIO GENERACIÓN - PORTFOLIO GENERATION Concesión definitiva en proyectos hidroeléctricos mayores de 20 MW. Al 1ro de Agosto de 2012 Final concession in hydropower projects over 20 MW as of August 1, 2012 Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Concesiones Eléctricas

Nº

Central Plant

Titular de la Concesión Holder of the Concession

Potencia Instalada (MW) Installed Power (MW)

Ubicación Location

Inversión(2) (millones US$) Investment (millons US$)

Resolución Suprema(3) Supreme Ruling

Fecha de Inicio de Obras(2) Initial Date of Works

Fecha de Puesta en Servicio(2) Date of Operation

180,0

HUÁNUCO

389,2

057-2011-EM (2011.06.18)

2013.05.01

2016.04.01

4,1

002-2012-EM (2012.01.04)

2011.03.01 (1era. Etapa) 2011.03.01 (2da. Etapa)

2013.12.31 (1era. Etapa) 2013.12.31 (2da. Etapa)

Central Hidroeléctrica / Hydropower Plant 1

CH BELO HORIZONTE

COMPAÑÍA ENERGÉTICA DEL CENTRO S.A.C.

CH CENTAURO I Y III

CORPORACIÓN MINERA DEL PERÚ S.A. CORMIPESA

CH CHAGLLA

GENERACIÓN HUALLAGA S.A.

406,0

HUÁNUCO

1177,3

043-2011-EM (2011.05.26)

2011.08.30

2016.07.31

CH CHEVES

EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CHEVES S.A. EGECHEVES

168,2

LIMA

392,5

003-2010-EM (2010.01.29)

2012.07.01

2014.12.28

CH HUANZA

EMPRESA DE GENERACIÓN HUANZA S.A. EMGHUANZA

90,6

LIMA

56,2

022-2010-EM (2010.02.21)

2010.03.30

2013.02.28

CH CERRO EL ÁGUILA

CERRO DEL ÁGUILA S.A.

402,0

HUANCAVELICA

513,6

059-2011-EM (2011.06.23)

2010.06.15

2015.12.31

CH LA VIRGEN

LA VIRGEN S.A.C.

64,70

JUNÍN

72,0

054-2012-EM (2012.06.06)

2013.11.01

2016.01.31

CH MARAÑÓN

HIDROELÉCTRICA MARAÑÓN S.R.L.

96,0

HUÁNUCO

078-2011-EM (2011.07.27)

2012.07.15

2015.05.12

CH MOLLOCO

EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE AREQUIPA S.A. - EGASA

302,1

AREQUIPA

619,7

039-2011-EM (2011.05.11)

2012.08.01

2014.08.12

CH MORRO DE ARICA

CEMENTOS LIMA S.A.

50,0

LIMA

128,0

036-2003-EM (2003.10.04)

2006.01.01

2008.12.31(4)

CH PUCARÁ

EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUZCO - EGECUSCO

149,8

CUSCO

149,8

066-2010-EM (2010.11.18)

2011.09.01

2014.12.31

CH QUITARACSA I

ENERSUR S.A.

112,0

ANCASH

249,7

088-2011-EM (2011.11.06)

2011.02.28

2014.10.31

CH SAN GABÁN I

EMPRESA DE GENERACIÓN MACUSANI S.A.

150,0

PUNO

145,7

067-2010-EM (2010.11.18)

2011.10.01

2014.10.31(4)

CH SANTA TERESA

LUZ DEL SUR S.A.A.

98,1

CUSCO

156,0

033-2012-EM (2012.02.19)

2011.07.25

2015.02.25

CH TARUCANI

TARUCANI GENERATING COMPANY S.A.

49,0

AREQUIPA

70,9

021-2011-EM (2011.04.07)

2011.04.07

2015.06.07

TOTAL

12,5 (1era. Etapa) 12,5 (2da. Etapa)

ANCASH

2 343,5

4 202,7

(1) Proyectos con concesión definitiva para desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica. Projects with final concession to develop the activity of electricity generation. (2) Información de acuerdo con el Contrato de Concesión. Data based on concession agreements. (3) Resolución Suprema de otorgamiento de concesión definitiva o su modificatoria; y fecha de publicación. Supreme Ruling granting the final concession or amendments,and date of publication .

85 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Concesión definitiva en proyectos de generación con energías renovables Al 1ro de agosto de 2012 Final concession on renewable energy generation projects. Updated as of August 1, 2012 Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Concesiones Eléctricas

Nº

Central Project

Titular de la Concesión Holder of the Concession

Potencia Instalada (MW) Installed Power (MW)

Ubicación Location

Inversión (millones US$) Investment (millons US$)

Resolución Suprema Supreme Ruling

Fecha de Inicio de Obras Initial Date of Works

Fecha de Puesta en Servicio Date of Operation

Central Hidroeléctrica / Hydropower Plant 1

CH ANGEL I

GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A.

20,0

PUNO

25,6

483-2011 MEM/DM

2013.07.01

2016.12.31

CH ANGEL II

GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A.

20,0

PUNO

24,2

482-2011 MEM/DM

2013.07.01

2016.12.31

CH ANGEL III

GENERADORA DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A.

20,0

PUNO

27,2

484-2011 MEM/DM

2013.07.01

2016.12.31

8 DE AGOSTO

ANDES GENERATING CORPORATION S.A.C.

19,0

HUÁNUCO

39,3

240-2012 MEM/DM

2013.02.28

2014.12.30

CH CARPAPATA III

CEMENTO ANDINO S.A.

12,8

JUNÍN

18,2

382-2009 MEM/DM

2009.07.31

2012.07.31(4)

CH COLA I

HIDROELÉCTRICA COLA S.A.

10,4

LA LIBERTAD Y ANCASH

9,8

RM 465-2011 EM (2011.10.28)

2012.07.02

2014.06.30

CH VIROC (ex CH Raura II)

AMAZONAS GENERACIÓN S.A.

12,2

LIMA

21,1

390-2011 MEM/DM

2011.03.01

2013.12.23(4)

CH LAS PIZARRAS

EMPRESA ELÉCTRICA RÍO DOBLE S.A.

18,8

CAJAMARCA

21,0

SAP (Reg. 2135457) del 12.10.2011

2010.10.01

2012.12.31

CH RENOVANDES H1

RENOVABLES DE LOS ANDES S.A.C.

20,0

JUNÍN

20,0

214-2012 MEM/DM

2013.01.01

2014.12.31

CH RUNATULLO III

EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE JUNÍN S.A.C.

20,0

JUNÍN

40,4

072-2012 MEM/DM

2012.07.01

2014.12.31

CH RUNATULLO II

EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE JUNÍN S.A.C.

19,1

JUNÍN

40,0

114-2012 MEM/DM

2012.07.15

2014.12.31

CH MANTA

PERUANA DE INVERSIONES EN ENERGÍAS RENOVABLES S.A.C.

18,4

ANCASH

18,4

035-2011 MEM/DM

2010.12.01

2013.05.31

SUBTOTAL

210,5

Parques eólicos / Wind Energy Parks 13

CE CUPISNIQUE

ENERGÍA EÓLICA S.A.

80,0

LA LIBERTAD

174,56 (euros c/IGV)

008-2012-EM

2010.01.19

2013.06.20

CE TALARA

ENERGÍA EÓLICA S.A.

30,0

PIURA

76,34 (euros c/IGV)

001-2012-EM

2011.10.24

2013.06.20

SUBTOTAL

110,0

Parques solares / Solar Energy Parks 15

CS REPARTICIÓN SOLAR 20T

GTS REPARTICIÓN S.A.C.

20,0

AREQUIPA

75,0

243-2011 MEM/DM

2011.08.30

2012.06.30(4)

CS MAJES SOLAR 20T

GTS MAJES S.A.C.

20,0

AREQUIPA

75,3

244-2011 MEM/DM

2011.08.01

2012.06.30(4)

CS TACNA SOLAR 20TS

TACNA SOLAR S.A.C.

20,0

TACNA

85,0

299-2011 MEM/DM

2011.12.01

2012.10.31(4)

CS PANAMERICANA SOLAR 20 TS

PANAMERICANA SOLAR S.A.C.

20,0

MOQUEGUA

87,0

272-2011 MEM/DM

2012.02.01

2012.12.31

CT MAPLE ETANOL

MAPLE ETANOL S.R.L.

37,5

PIURA

043-2012 MEM/DM

2011.04.12

2012.06.31

SUBTOTAL

117,5

TOTAL

438,1

(4) Con solicitud de modificación de contrato de concesión, debido a prórroga de puesta en operación. In the process of request for an amendment to concession agreement due to extension of commissioning.

86 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PORTAFOLIO GENERACIÓN - PORTFOLIO GENERATION

b. Concesiones temporales Proyectos hidroeléctricos Al mes de agosto de 2012 se registraron 14 concesiones temporales para la realización de estudios de proyectos de generación hidroeléctrica. La suma total de la potencia de dichos proyectos asciende a 2 267,3 MW.

b. Temporary Concessions Hydropower Projects As of August 2012, there were 14 temporary concessions for performing hydropower generation projects. The aggregate of the power of these projects amounts to 2 267,3 MW. Wind Energy Projects

Proyectos eólicos Al mes de agosto de 2012 se registraron 04 concesiones temporales para la realización de estudios de proyectos de generación eólica. La suma total de la potencia de dichos proyectos asciende a 644 MW. Proyecto solar

As of August 2012, there were 04 temporary concessions for carrying out wind generation projects. The aggregate power of these projects amounts to 644 MW. Solar Energy Project In the MINEM there is one, 100 MW temporary concession.

En el MINEM se registró una concesión temporal de 100 MW.

87 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Concesión temporal para estudios de proyectos de generación hidroeléctrica, eólica y solar. Al 1 de agosto de 2012 Temporary Concession for Studies for Hydropower, Wind and Solar Energy Generation Projects as of August 1, 2012 Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Concesiones Eléctricas

Central Project

Nº

Titular de la Concesión Holder of the Concession

Potencia Instalada (MW) Installed Power (MW)

Ubicación Location

Resolución Ministerial Ministry Ruling

Culminación de estudios(1) Completion of Studies

100,0

Ayacucho, Cusco y Apurímac

071-2012 MEM/DM

2012.12.12

15,0

Ancash

074-2012 MEM/DM

2012.11.06

Central Hidroeléctrica / Hydropower Plant 1

CH OREJA DE PERRO 1

PROJECT INVESTMENT PERÚ S.A.C.

CH PELAGATOS Y PLATA

HIDROELÉCTRICA PELAGATOS S.A.C.

COTA 2011

COTAHUASI HYDRO S.A.

200,0

Arequipa

073-2012 MEM/DM

2012.12.19

CCHH NUEVA ESPERANZA I, NUEVA II y NUEVA ESPERANZA III

NUEVA ESPERANZA HYDRO S.A.

380,0

Puno

075-2012 MEM/DM

2013.01.08

CCHH SANDIA INA30 e INA40

SANDIA HYDRO S.A.

315,0

Puno

220-2012 MEM/DM

2013.01.25

CH DEL NORTE

CENTRAL HIDROELÉCTRICA DEL NORTE S.A.

600,0

Cajamarca

215-2010 MEM/DM

2012.05.31(2)

CH SANTA MARÍA 1

C.H. SANTA MARÍA ENERGY S.A.

97,0

Ancash

214-2010 MEM/DM

2012.05.30(2)

CH TINGO I,II y III

ENERGORET INGENIEROS CONSULTORES E.I.R.L.

248,0

Amazonas.

082-2011 MEM/DM

2012.09.05

CH RENOVANDES H1

RENOVABLES DE LOS ANDES S.A.C.

20,0

Junín

147-2011 MEM/DM

2013.03.31

CH SAYÁN

HIDROCAÑETE S.A.

10,6

Lima

239-2012 MEM/DM

2014.06.23

CCHH SAN PEDRO I - II

ORTIZ CONSTRUCCIONES Y PROYECTOS S.A. - SUC.DEL PERÚ

101,7

Ayacucho.

269-2012 MEM/DM

2014.06.30

CH HUALLAGA I

CENTRAL HIDROELÉCTRICA HUALLAGA HYDRO S.A.

180,0

Huánuco

283-2012 MEM/DM

2014.06.30

SUBTOTAL

2 267,3

Parques eólicos / Wind Energy Parks 1

CE NAZCA

GENERALIMA S.A.C.

100,0

Ica

148-2012 MEM/DM

2010.01.19

CE YACILA

GENERALIMA S.A.C.

50,0

Piura

147-2012 MEM/DM

2014.03.29

CE HUARMEY

PERÚ ENERGÍA RENOVABLE S.A.

200,0

Ancash

268-2012 MEM/DM

2014.06.15

CE PAMPA CARACOLES

SOWITEC ENERGÍAS RENOVABLES DE PERÚ S.A.

240,0

Ica

267-2012 MEM/DM

2014.06.30

Arequipa

294-2012 MEM/DM

2014.06.30

SUBTOTAL

644,0

Parques solares / Solar Energy Parks 1

CS LA JOYA

PERÚ ENERGÍA RENOVABLE S.A.

100,0

SUBTOTAL

100,0

TOTAL

3 011,3

(1) Fecha de acuerdo con la publicación de la Resolución Ministerial. Date of agreement with the publication of the ministry ruling. (2) En trámite de modificación de concesión. In the process of amendment of the concession.

88 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PORTAFOLIO GENERACIÓN - PORTFOLIO GENERATION

c. Autorizaciones

c. Authorizations

Proyectos termoeléctricos

Thermal Power Projects

Al mes de agosto de 2012 se registraron 10 autorizaciones para proyectos termoeléctricos. La suma total de la potencia de dichos proyectos asciende a 2.188 MW. Estos proyectos se encuentran en etapa de ejecución de obras.

As of August 2012, there were 10 authorizations for thermal power projects. The aggregate of the power of these projects amounts to 2 188 MW. These projects are in the process of execution of works.

Autorización en proyectos de generación termoeléctrica. Authorization in thermal power generation projects. Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Concesiones Eléctricas

Nº

Titular de la Concesión Holder of the Concession

Central Project

Tipo Type

Potencia Instalada (MW) Installed Power (MW)

Ubicación Location

Hidroeléctrica

20,00

Lima

Inversión (millones US$) Investment (millons US$)

Resolución Ministerial Ministry Ruling

Fecha de Inicio de Obras(1) Initial Date of Works

28,95

005-2012 MEM/DM

2011.07.31(2)

CARHUAC

ANDEAN POWER S.A.

CHILCA 1

ENERSUR S.A.

Térmica (turbina a vapor-ciclo combin.)

303,45

Lima

395,00

179-2010 MEM/DM

2013.08.30

CT RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN PLANTA ILO

ENERSUR S.A.

Térmica dual (Diesel/gas natural)

568,65

Moquegua

220,42

546-2011 MEM/DM

2013.09.30

CHILCA

FENIX POWER PERÚ S.A.

Térmica (gas natural - ciclo combinado)

596,70

Lima

655,59

359-2010 MEM/DM

2012.12.31

KALLPA (4ta. unidad)

KALLPA GENERACIÓN S.A.

Térmica (grupo vapor - ciclo combinado)

292,80

Lima

402,28

463-2009 MEM/DM

2012.10.02

NUEVA ESPERANZA

EMPRESA ELÉCTRICA NUEVA ESPERANZA S.R.L.

Térmica (gas natural - ciclo simple)

163,20

Tumbes

117,00

271-2011 MEM/DM

2014.12.28

FRACCIONAMIENTO DE PISCO

PLUSPETROL PERÚ CORPORATION S.A.

Térmica (grupos 6 y 7) (gas natural/Diesel)

8,00

Ica

12,12

389-2011 MEM/DM

2012.11.08

LAS MALVINAS

PLUSPETROL PERÚ CORPORATION S.A.

Térmica (grupos 6 y 7) (gas natural)

8,00

Cusco

10,80

413-2011 MEM/DM

2012.12.02

SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS

TERMOCHILCA S.A.C.

Térmica (gas natural - ciclo simple)

196,00

Lima

118,00

084-2012 MEM/DM

2013.09.30

EL TABLAZO COLÁN

SDE PIURA S.A.C.

Térmica (gas natural - ciclo simple)

31,45

Piura

22,00

515-2011 MEM/DM

2011.12.15(2)

TOTAL

2 188,3

1 981,6

(1) Según cronograma de ejecución de obras. According to the schedule for the execution of works. (2) En trámite solicitud de prórroga de fecha de ejecución de obras. In process of request for extension of the date of execution of works.

89 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Autorización Geotérmica Al 1 ro de agosto de 2012 se registraron 20 autorizaciones otorgadas para la exploración del recurso geotermal con fines de iniciar estudios sobre posibles proyectos geotérmicos para la generación de electricidad.

Geothermal Authorization As of August 1, 2012, there were 20 authorizations granted for the exploration of geothermal resource in order to start studies on possible geothermal projects for electricity generation.

Autorización para exploración de recursos geotermales de posibles proyectos de generación Authorization for the exploration of geothermal resources of possible generation Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Concesiones Eléctricas

Nº

Titular Holder of the Concession

ANDES POWER PERÚ S.A.C.

Zona Zone

Ubicación Location

Resolución Directoral Director´s Ruling

Culminación de Estudios Completion of Studies

Descripción Description

TUTUPACA

Tacna

010-2011-EM/DGE (2011.03.18)

2014.03.19

Otorgamiento / Granted

GERONTA II

Ayacucho

027-2011-EM/DGE (2011.05.19)

2014.05.20

Otorgamiento / Granted

UMACUSIRI I

Ayacucho

028-2011-EM/DGE (2011.05.19)

2014.05.20

Otorgamiento / Granted

UMACUSIRI II

Ayacucho

029-2011-EM/DGE (2011.05.19)

2014.05.20

Otorgamiento / Granted

GERONTA I

Ayacucho

030-2011-EM/DGE (2011.05.19)

2014.05.20

Otorgamiento / Granted

PINAYA I

Puno

002-2011-EM/DGE (2011.02.04)

2014.02.05

Otorgamiento / Granted

PINAYA II

Puno

003-2011-EM/DGE (2011.02.04)

2014.02.05

Otorgamiento / Granted

PINAYA III

Puno

036-2011-EM/DGE (2011.05.19)

2014.05.20

Otorgamiento / Granted

RUPHA

Ancash

006-2011-EM/DGE (2011.02.12)

2014.02.13

Otorgamiento / Granted

QUELLAAPACHETA

Moquegua

031-2011-EM/DGE (2011.04.06)

2014.04.07

Otorgamiento / Granted

TURU

Arequipa - Cusco

099-2011-EM/DGE (2011.12.05)

2014.12.06

Otorgamiento / Granted

CHOCOPATA

Puno

012-2011-EM/DGE (2011.03.18)

2014.03.19

Otorgamiento / Granted

LORISCOTA

Arequipa - Puno

022-2011-EM/DGE (2011.03.15)

2014.03.16

Otorgamiento / Granted

8 9

HOT ROCK PERÚ S.A.

MAGMA ENERGÍA GEOTÉRMICA PERÚ S.A.

CRUCERO

Moquegua - Puno

025-2011-EM/DGE (2011.03.15)

2014.03.16

Otorgamiento / Granted

PASTO

Tacna - Moquegua

034-2011-EM/DGE (2011.07.15)

2014.07.16

Otorgamiento / Granted

SARA SARA

Ayacucho - Arequipa

055-2011-EM/DGE (2011.09.14)

2014.09.15

Otorgamiento / Granted

PANEJO

Moquegua

060-2011-EM/DGE (2011.09.14)

2014.09.15

Otorgamiento / Granted

ATARANI

Tacna - Moquegua

076-2011-EM/DGE (2011.09.22)

2014.09.23

Otorgamiento / Granted

SUCHE

Tacna

092-2011-EM/DGE (2011.11.30)

2014.12.01

Otorgamiento / Granted

TUTUPACA NORTE

Tacna - Moquegua

091-2011-EM/DGE (2011.11.30)

2014.12.01

Otorgamiento / Granted

90 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PORTAFOLIO GENERACIÓN - PORTFOLIO GENERATION

d. Proyectos de energías renovables con adjudicación de contratos de suministro de electricidad

d. Renewable Energy Projects by Awarding Electricity Supply Contracts

Primera Subasta En la Primera Convocatoria, con fecha 12 de febrero de 2010, se adjudicaron contratos de suministro de electricidad a 17 proyectos hidroeléctricos (162 MW), 03 proyectos eólicos (142 MW), 02 proyectos de biomasa (27 MW) y 04 proyectos solares fotovoltaicos (80 MW). En la Segunda Convocatoria, con fecha 23 de julio de 2010, se adjudicó 01 proyecto hidroeléctrico (18 MW). En total se adjudicaron 429 MW y 2 972 GW.h/año de generación proveniente de fuentes renovables.

First Auction In the first call on February 12, 2010, electricity supply contracts were awarded to 17 hydropower projects (162 MW), 03 wind projects (142 MW), 02 biomass projects (27 MW), and 04 photovoltaic solar projects (80 MW). In the second call, on July 23, 2010, 01 hydropower project was awarded (18 MW). In the aggregate, 429 MW and 2972 GW.h/year of renewable projects were awarded.

Segunda subasta En la Primera Convocatoria, con fecha 23 de agosto de 2011, se adjudicaron 07 proyectos hidroeléctricos (102 MW), 01 proyecto solar fotovoltaico (16 MW), 01 proyecto eólico (90 MW) y 01 proyecto de biomasa con residuos urbanos (2 MW). En total se adjudicaron un total de 210 MW y 1 153 GW.h/ año provenientes de fuentes renovables. En resumen, ambas subastas adjudicaron contratos a 25 proyectos hidroeléctricos RER con un total de 282 MW y 1 764 GW.h/año. En el grupo de proyectos eólicos (04), solares (05) y biomasa (03) el total fue de 357 MW y 2 360 GW.h/año. Al mes de agosto de 2012, estuvieron en proyecto 18 centrales hidroeléctricas RER con un total de 234 MW y 1 500 GW.h/año, y respecto a las otras tecnologías. Luego de la puesta en operación de la centrales de biomasa Cogeneración Paramonga y Huaycoloro queda un total de 330 MW y 1 217 GW.h/año. Cabe resaltar que si se proyectara por 05 años la energía adjudicada al grupo de proyectos eólicos, solares y biomasa, la participación respecto a la demanda proyectada de energía del SEIN en el escenario medio, resultaría ser de un máximo de 5% hasta el año 2013 y luego disminuiría a 4% hasta el año 2015. Es decir, se cumpliría el objetivo RER de 5% hasta el año 2013 en un escenario medio de la demanda proyectada.

Resultado de las subastas de suministro de electricidad con energías renovables Result of the Auctions for Renewable Energy Supply Auctions Fuente / Source: OSINERGMIN, MINEM – DGE Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Cantidad Quantity

Energia Energy

Primera Subasta / First Auction 1ª Convocatoria / First call Hidro / Hydro(1)

162

999

Eólica / Wind power

142

571

Biomasa / Biomass

1 143

Solar / Solar

173

(2)

Second Auction In the first call, on August 23, 2011, 07 hydropower projects (102 MW), 01 photovoltaic solar project (16 MW), 01 wind project (90 MW) and 01 urban waste biomass project (2 MW) were awarded. In the aggregate, a total of 210 MW and 1 153 GW.h/year from renewable sources were awarded. In brief, both auctions awarded contracts to 25 RER hydropower projects totaling 282 MW and 1764 GW.h/year. In the group of wind projects (04), solar projects (05) and biomass (03), the aggregate was 357 MW and 2 360 GW.h/year. As of August 2012, there were projects for 18 RER hydropower plants with a total of 234 MW and 1 500 GW.h/year. Regarding other technologies, after the start-up of the Paramonga and Huaycoloro Cogeneration biomass plants, the total volume was 330 MW and 1217 GW.h/year. If a five-year forecast were made of the energy awarded to the group of wind, solar and biomass projects, its share in the estimated energy demand from SEIN in the intermediate scenario would result in a maximum of 5% until 2013 and then it would decrease to 4% until 2015. In other words, the RER goal of 5% would be complied until 2013 in an intermediate scenario of the estimated demand.

Potencia Power

2º Convocatoria / Second call Hidro / Hydro Subtotal

429

2 972

Segunda Subasta / Second Auction 1ª Convocatoria / First call Hidro / Hydro

102

680

Eólica / Wind power

416

Biomasa / Biomass

Solar / Solar

Subtotal

210

1 153

TOTAL

639

4 124

282

1 764

RESUMEN Convencional / Conventional Hidro / Hydro

No convencional / Non conventional Eólica / Wind power

232

987

Biomasa / Biomass

1 157

Solar / Solar

216

Subtotal

357

2 360

TOTAL

639

4 124

(1) Agosto de 2012, 09 proyectos se culminaron o ya se encuentran en operación. August 2012, 09 projects were completed or are in process of operation. (2) Agosto de 2012, 02 proyectos culminaron y se encuentran en operación. August 2012, 02 projects were completed and are in process of operation.

91 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Proyección de la participación de las energías RER adjudicadas (sin hidroeléctricas), respecto a la demanda proyectada del SEIN Forecast of the RER Energies Awarded Share (no hydropower plants included) in the SEIN demand forecast Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Descripción / Description

Unidad

2010

2011

2012

2013

2014

2015

GW.h

1 115,0

1.143,3

1.887,2

1.901,3

2.360,0

TW.h

1,1

1,9

2,4

Optimista / Optimistic

TW.h

32,6

36,0

39,1

43,8

51,7

58,4

Medio / Intermediate

TW.h

32,6

35,7

37,9

41,6

48,3

53,9

Pesimista / Pessimistic

TW.h

32,6

35,4

37,6

41,1

44,3

48,4

Proyección de la energía adjudicada a centrales Eólica, Solar y Biomasa. Forecast of energy awarded to Wind, solar and Biomass plants. Demanda de energìa proyectada del SEIN. SEIN energy demand forecast.

Optimista / Optimistic Porcentaje de energìa adjudicada respecto a la demanda SEIN. Medio / Intermediate Percentage of energy awarded in relation to Pesimista / Pessimistic SEIN demand.

92 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PORTAFOLIO GENERACIÓN - PORTFOLIO GENERATION

Proyectos hidroeléctricos con adjudicación de contratos de suministros de electricidad Hydropower Projects with Electricity Supply Contracts Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Item Item

Proyecto Project

Precio Price

Barra de Conexión Connection Bar

(US$/MWh)

1 CH Santa Cruz II **

Huallanca 138 kV

55,00

2 CH Santa Cruz I **

Huallanca 138 kV

55,00

3 CH Nuevo Imperial **

(%)

(GWh/año)

% mín. energía Adjudicación parcial % mín. energy Partial bid

6,50

66%

33,0

75%

01-07-2008

Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C.

1S-1C

6,00

65%

29,5

75%

29-05-2009

Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C.

1S-1C

Factor Potencia de planta Power Power factor (MW)

Energía Energy

Entrada en operación Beginning date for operation

Empresa Company

Subasta Auction. Call

Cantera 220 kV

55,99

3,97

81%

25,0

01-05-2012

Hidrocañete S.A.

1S-1C

Paramonga Nueva 220 kV

56,00

4,13

77%

28,0

01-12-2012

Eléctrica Yanapampa S.A.C.

1S-1C

5 CH Huasahuasi II **

Caripa 138 kV

57,00

8,00

71%

42,5

75%

01-04-2012

Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C.

1S-1C

6 CH Huasahuasi I

Caripa 138 kV

58,00

7,86

70%

42,5

75%

01-10-2012

Hidroeléctrica Santa Cruz S.A.C.

1S-1C

7 CH Chancay

Zapallal 220 kV

58,50

19,20

85%

143,0

31-12-2012

Sindicato Energético S.A. (Sinersa)

1S-1C

8 CH Poechos 2 *

Piura Oeste 220 kV

59,50

10,00

75%

50,0

9 CH Roncador 1/

Paramonga Nueva 220 kV

59,85

3,80

89%

28,1

10 CH La Joya **

Repartición 138 Kv

59,95

9,60

65%

11 CH Angel I

San Gabán 138 kV

59,97

19,95

75%

12 CH Angel II

San Gabán 138 kV

59,98

20,00

75%

13 CH Angel III

San Gabán 138 kV

59,99

19,95

Paramonga Nueva 220 kV

60,00

1,80

4 CH Yanapampa

14 CH Purmacana ** 15 CH Shima

27-05-2009

Sindicato Energético S.A. (Sinersa)

1S-1C

01-12-2012

Maja Energía S.A.

1S-1C

54,7

01-10-2009

Generadora de Energía del Perú S.A.

1S-1C

131,0

31-12-2012

Generadora de Energía del Perú S.A.

1S-1C

131,0

31-12-2012

Generadora de Energía del Perú S.A.

1S-1C

75%

131,0

31-12-2012

Generadora de Energía del Perú S.A.

1S-1C

71%

9,0

01-07-2011

Eléctrica Santa Rosa S.A.

1S-1C

30-09-2012

Consorcio Energoret Ingenieros Consultores E.I.R.L. / Manufacturas Industriales Mendoza S.A.

1S-1C

25%

75%

Tocache 138 kV

64,00

5,00

75%

32,9

16 Central Carhuaquero IV *

Carhuaquero 220 kV

70,00

10,00

76%

66,5

50%

22-05-2008

Duke Energy Egenor S. en C. por A.

1S-1C

17 Central Caña Brava **

Carhuaquero 220 kV

70,00

6,00

41%

21,5

50%

19-02-2009

Duke Energy Egenor S. en C. por A.

1S-1C

18 Las Pizarras

1S-2C

Carhuaquero 220 kV

64,00

18,00

67%

85,0

75%

31-11-2012

Empresa Eléctrica Río Roble S.A.

19 CH Canchayllo

Oroya Nueva 50 kV

47,40

3,73

77%

25,2

50%

31-12-2014

Aldana Contratistas Generales S.A.C.

2S-1C

20 CH Huatziroki I

Condorcocha 44 kV

47,60

11,08

55%

72,3

50%

31-12-2014

ARSAC Contratistas Generales

2S-1C

Huallanca 138 kV

52,00

19,78

74%

127,5

31-05-2013

Peruana de Inversiones Renovables S.A.C.

2S-1C

22 RenovAndes H1

Condorcocha 44 kV

53,89

19,99

90%

150,0

31-12-2014

Renovables de los Andes S.A.C.

2S-1C

23 8 de agosto

Tingo María 138 kV

53,90

19,00

90%

140,0

30-12-2014

Andes Generating Corporation S.A.C.- ANCORP

2S-1C

24 El Carmen

Tingo María 138 kV

55,90

8,40

77%

45,0

30-12-2014

Andes Generating Corporation S.A.C.- ANCORP

2S-1C

25 CH Runatullu III

Tingo María 138 kV

56,45

20,00

80%

120,0

15-12-2014

Empresa de Generación Eléctrica Junín S.A.C.

2S-1C

57,99

281,73

1 764,27

231,83

1 500,11

21 CH Manta

Total hidroeléctricas Total hydropower plants Total en proyecto a agosto 2012 Total under project as of August 2012

* Se encontraban en operación antes de la subasta. / They were operating before the auction. ** En operación a octubre 2011. / Operating as of October 2011. 1/ En diciembre de 2010, entro en operación la primera etapa del proyecto, de 1,9 MW. In December 2010, the first stage of the 1,9 MW project started operating. 1S-1C : Primera Subasta, primera concocatoria / First auction, First call. 1S-2C : Primera Subasta, segunda concocatoria / First auction, Second call. 2S-1C : Segunda Subasta, primera concocatoria / Second auction, First call.

93 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Proyectos de energías renovables con adjudicación de contratos de suministro de electricidad Renewable Energy Projects with Electricity Supply Agreements Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Item Item

Proyecto Project

Barra de Conexión Connection Bar

Precio Price (US$/MWh)

Factor Potencia de planta Power Power factor

Energía Energy

(MW)

(%)

(GWh/año)

% mín. energía Adjudicación parcial % mín. energy Partial bid

Entrada en operación Beginning date for operation

Empresa Company

Subasta Auction.

Proyectos de generación eólica / Wind energy generation projects Marcona 220 kV

65,52

32,00

53%

148,4

01-12-2012

Consorcio Cobra S.A. / Perú Energía Renovable S.A.

1S-1C

Talara 220 kV

87,00

30,00

46%

119,7

29-06-2012

Energía Eólica S.A.

1S-1C

Guadalupe 220 kV

85,00

80,00

43%

303,0

29-06-2012

Energía Eólica S.A.

1S-1C

Marcona 220 kV

69,00

90,00

53%

415,8

31-12-2014

Consorcio Tres Hermanas

2S-1C

76,63

232,00

1 CE Marcona 2 CE Talara 3 CE Cupisnique 4 Parque Eólico Tres Hermanas Subtotal

75%

986,8

Proyectos de generación con energía biomasa / Biomass energy generation projects 1

Central de Cogeneración Paramonga I **

2 CTB Huaycoloro **

Paramonga Existente 138 kV

52,00

23,00

57%

1 115,0

31-03-2010

Petramas S.A.C.

1S-1C

Cajamarquilla 220 kV

110,00

4,40

73%

28,3

01-07-2011

Petramas S.A.C.

1S-1C

Lima 220 kV

99,99

2,00

80%

14,0

31-07-2014

Consorcio Energía Limpia

2S-1C

87,33

29,40

3 La Gringa V Subtotal

50%

1 157,3

Proyectos de generación con energía solar / Solar energy generation projects 1 Panamericana Solar 20TS

Ilo ELP 138 kV

215,00

20,00

29%

50,7

30-06-2012

Consorcio Panamericana Solar 20TS

1S-1C

2 Majes Solar 20TS

Repartición 138 kV

222,50

20,00

22%

37,6

30-06-2012

Grupo T-Solar Global S.A.

1S-1C

3 Repartición Solar 20TS

Repartición 138 kV

223,00

20,00

21%

37,4

30-06-2012

Grupo T-Solar Global S.A.

1S-1C

Tacna (Los Héroes 66 kV)

225,00

20,00

27%

47,2

30-06-2012

Consorcio Tacna Solar 20TS

1S-1C

Ilo ELP 138 kV

119,90

16,00

31%

43,0

31-12-2014

Solarparck Corporación Tecnología S.L.

2S-1C

201,08

96,00

215,9

Total Biomasa, Eólica y Solar Total Biomass, Wind and Solar

357,40

2 360,02

Total en proyecto a agosto 2012 Total under project as of August 2012

330,00

1 216,73

4 Tacna Solar 20TS 5 Moquegua FV Subtotal

50%

* Se encontraban en operación antes de la subasta. / They were in operation before the auction. ** En operación a octubre 2011. / In operation as of October 2011. 1/ En diciembre de 2010, entro en operación la primera etapa del proyecto, de 1,9 MW. In December 201, the first stage of the 1,9 MW project will start operations. 1S-1C : Primera Subasta, primera concocatoria / First auction, First call. 1S-2C : Primera Subasta, segunda concocatoria / First auction, Second call. 2S-1C : Segunda Subasta, primera concocatoria / Second auction, First call.

94 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PORTAFOLIO GENERACIÓN - PORTFOLIO GENERATION

e. Proyectos de centrales hidroeléctricas No RER con adjudicación de suministro

e. Non RER Hydropower Plants Projects with Supply Contracts Awarded

El 12 de octubre del año 2010, a través de una subasta de suministro de electricidad organizada por el Estado para promover la construcción de grandes centrales hidroeléctricas, la Empresa de Generación Eléctrica Cheves S.A. (SN Power) obtuvo la buena pro de un contrato de suministro para cubrir 109 MW de la demanda del mercado regulado (servicio público de electricidad) a partir de julio del 2014 y por un periodo de 15 años. La electricidad será producida con su proyecto C.H. Cheves de 168 MW. La licitación estuvo a cargo de PROINVERSIÓN. La empresa Cheves fue la única postora, de los 09 que precalificaron a la licitación, que presentó su oferta técnica y económica para la entrega de concesiones de hasta 500 MW en contratos de suministro. El 24 de marzo del año 2011, PROINVERSIÓN otorgó la buena pro a las empresas Huallaga, EgeCusco y Luz del Sur para el suministro de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

On October 12, 2010, through an electricity supply auction called by the State to promote the construction of large hydropower plants, Empresa de Generación Eléctrica Cheves S.A. (SN Power) was awarded a supply contract to cover 109 MW of the demand of the regulated market (electricity public service) as from July 2014 for a period of 15 years. The electricity will be produced with its C.H. Cheves Project at 168 MW. The tender was organized by PROINVERSIÓN. Cheves was the only bidder out of the 09 which pre-qualified for the bidding. It submitted its technical and economic offer for the awarding of concessions of up to 500 MW in supply contracts. On March 24, 2011, PROINVERSIÓN awarded the bidding to the companies Huallaga, EgeCusco and Luz del Sur for the supply of electrical energy to the National Interconnected Electric System (SEIN).

Proyectos de grandes centrales hidroeléctricas (No RER) con adjudicación de contratos de suministro de electricidad Large Hydropower Plant Projects (Non RER) with Electricity Supply Contracts Awarded Fuente / Source: MINEM – DGE

Precio de Energía Energy Rate

Potencia del Proyecto Project Power (MW)

Potencia de Suministro Power Supply (MW)

Precio Oferta Ponderada Weighed Bid Price (US$/MWh)

1 CH Cheves

168

109,00

47,5

56,23

45,05

2014.07.01

Empresa de Generación Eléctrica Cheves S.A. (SN Power)

2 CH Chaglla

406

284,00

45,9

54,11

43,64

2016.07.31

GENERACIÓN HUALLAGA S.A.

3 CH Pucará

150

5,00

45,2

53,00

43,00

55,00

49,4

58,00

47,00

2014.12.31

EMPRESA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA DEL CUZCO - EGECUSCO

4 CH Cerro el Águila

402

200,00

51,4

60,59

48,86

2015.12.31

CERRO DEL ÁGUILA S.A.

5 CH Santa Teresa (1)

2015.02.25

LUZ DEL SUR S.A.A.

Ítem Item

Proyecto Project

Hora Punta Peak hours (US$/MWh)

Fuera de Punta Non peak hours (US$/MWh)

Entrada en operación Beginning date for operation

Empresa Company

(1) La licitación fue obtenida en función de la energía propuesta. The bidding was awarded based on the energy proposed.

95 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

f. Proyectos en licitación

f. Bidding Projects

Por encargo del MINEM, PROINVERSIÓN conduce el proceso de licitación del Proyecto de Generación Termoeléctrica para la Reserva Fría de Generación en Pucallpa y Puerto Maldonado, con una potencia conjunta de entre 50 y 58 MW. Más información sobre el desarrollo de la licitación en www.proinversion.gob.pe

Upon request of MINEM, PROINVERSIÓN is conducting the bidding for the Thermal Power Project for Generation Cold Reserve in Pucallpa and Puerto Maldonado, with a joint power from 50 to 58 MW. For further information on the bidding, visit www.proinversion.gob.pe g. Projects without Final Concession Granted

g. Proyectos sin concesión definitiva otorgada Existe la oportunidad de compromiso en inversiones de proyectos que se encuentran con concesión temporal, dado que son principalmente concesiones para realizar estudios. En el caso de las hidroeléctricas también existen referencias de estudios anteriores a nivel nacional, como el Estudio de Evaluación Preliminar del Potencial Hidroeléctrico-HIDROGIS (Proyectos menores de 100 MW) y el Estudio de Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional (EPHN). En lo que concierne a otros energéticos, los mapas de potencial eólico y solar pueden dar importantes referencias de ubicación de posibles proyectos de generación, luego de discriminar las áreas protegidas y las áreas con concesión definitiva de centrales eléctricas en construcción o existentes.

There is an opportunity to invest in projects under a temporary concession, because they are mainly made to perform studies. In case of hydropower plants, there are previous studies at a national level, such as the Preliminary Evaluation of Hydropower Potential -HIDROGIS (Projects under 100 MW) and the Evaluation of the National Hydropower Potential (EPHN). As far as other energy resources are concerned, the maps of wind and solar power potential may give important references of the location of potential generation projects, without considering discriminating protected areas and the areas with final concession of electricity plants under construction or existing.

Proyectos en licitación a cargo de PROINVERSIÓN Projects in Bidding Process organized by PROINVERSIÓN Fuente / Source: PROINVERSION

Periodo estimado de Otorgamiento de Buena Pro Estimated Time for Awarding the Bidding Tipo de Proyecto Type of project

2012

Rango de potencia Power range

Pucallpa

De 35 a 40 MW

Publicación de las bases consolidadas: 18-11-2011 Publication of consolidated bidding conditions: 11-18-2011

Puerto Maldonado

De 15 a 18 MW

Versión final de los contratos: 18-11-2011 Final version of agreements: 11-18-2011

Reserva Fría de Generación

CH Molloco

2011

Localización Location

Arequipa

302 MW

4 Trim

1 Trim

2 Trim

3 Trim

4 Trim

Recientes cambios a los hitos del proceso Recent changes to the process milestones

La convocatoria se realizó el 05 de junio de 2012 y las Bases del Concurso se publicaron en la página Web de PROINVERSIÓN The call was made on June 05, 2012 and the Bidding Conditions were published on PROINVERSION website

96 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PORTAFOLIO GENERACIÓN - PORTFOLIO GENERATION

Proyectos identificados en el Estudio de Evaluación del Potencial Hidroeléctrico Nacional (EPHN)Projects Identified in the Evaluation Study of the National Hydropower Potential (EPHN)

97 Ministerio de Energía y Minas / Ministy of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

98 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

Trabajamos para garantizar un futuro brillante. We are working to guarantee a brilliant future.

PORTAFOLIO DE PROYECTOS DE TRANSMISIÓN PORTFOLIO OF TRANSMISSION PROJECTS

8. Portafolio de proyectos de transmisión a. Proyectos de la Propuesta de Plan de Transmisión De acuerdo al primer plan, los proyectos desarrollados con el Plan Transitorio de Transmisión permiten la operación del sistema de potencia que cumple con lo establecido por norma hasta el año 2013. En el siguiente cuadro se propone que a partir del 01 de enero de 2013 hasta el 31 de diciembre de 2014 se ejecuten los siguientes proyectos vinculantes:

• L.T. 500 kV Mantaro - Marcona - Nueva Socabaya - Moquegua (900 km) y subestaciones asociadas para su puesta en operación en el año 2015, con la finalidad de cumplir con el criterio beneficio/ costo de confiabilidad N-1. Monto estimado de inversión de US$ 372 millones (sin incluir IGV). • L.T. 220 KV, Azángaro - Juliaca - Puno (114 km) y subestaciones asociadas para su puesta en operación en el año 2015. Monto estimado de inversión de US $69 millones (sin incluir IGV).

En la propuesta del Plan de Transmisión 20132022 se han previsto proyectos vinculantes de repotenciaciones como incrementos de capacidad o modificaciones de 927 km de líneas de transmisión de 220 kV que requieren una inversión estimada de US $3,6 millones. En el siguiente cuadro se observan estos proyectos. Cabe señalar que la propuesta del Plan de Transmisión entrará en vigencia en enero de 2013. Y en lo que respecta a los proyectos no vinculantes, estos se revisarán en los estudios de los siguientes planes de transmisión.

100

PORTAFOLIO TRANSMISIÓN - TRANSMISSION PORTFOLIO

8. Portfolio of Transmission Projects a. Projects of the Proposed Transmission Plan According to the first plan, the projects developed under the Temporary Transmission Plan allow for the operation of the power system in accordance with the law until year 2013. The list below shows the projects already accepted that will be executed from January 01, 2013 to December 31, 2014:

• M antaro - Marcona - Nueva Socabaya Moquegua 500 kV L.T. (900 km) and related substations for its commissioning in 2015, in order to comply with the cost/benefit criteria of reliability N-1. Estimated investment: US$ 372 million (not including IGV). • Azángaro - Juliaca - Puno (114 km) 220 KV LT and substations related to the commissioning in year 2015. Estimated investment: US $69 millions (not including IGV).

In the proposed 2013-2022 Transmission Plan, several projects already accepted were considered for an increase of capacity or changes of 927 km 220 kV transmission lines that require an estimated investment of US $3,6 millions. The following table shows these projects. The proposed Transmission Plan will become effective in January 2013. Regarding projects not accepted yet, they will be reviewed in the studies for the following transmission plans.

Proyectos incluidos en la Propuesta de Plan de Transmisión 2013 - 2022 Projects included in the Proposed Transmission Plan 2013-2022 Fuente / Source: COES - SINAC - Abril 2012- Actualización del Plan de Transmisión 2013 - 2022

Instalaciones de transmisión consideradas Transmission Facilities Included

Descripción Description

Instalaciones nuevas

Item Item

Upgrade (Capacity increase) Changes

Item Item

Proyectos no vinculantes Serán revisados en los estudios de los siguientes planes de transmisión Projects not accepted yet To be reviewed in the next transmission plans

L.T.Mantaro-Marcona-Nueva Socabaya 500 kV

L.T. Trujillo-Cajamarca 500kV

L.T.Nueva Socabaya - Moquegua 500kV

L.T. Mantaro - Nueva Yanango 500 kV

L.T.Azángaro-Juliaca-Puno 220 kV

L.T. Nueva Yuncan - Nueva Yanango 500 kV

S.E. Carapongo 1ª etapa

L.T. Nueva Yanango - Carapongo 500 kV

Banco de condensadores de 20 MVAR en 60 kV en la S.E. Pucallpa.

L.T. Piura - Talara 220 kV (3º terna)

L.T. La Niña - Piura 220 kV (3º terna)

L.T. Tingo María - Conococha 220 kV

L.T. Tintaya - Azángaro 220 kV

S.E. Carapongo 2ª etapa

New facilities

Repotenciaciones (incremento de capacidad) Modificaciones

Proyectos vinculantes A ejecutarse entre 01-01-2013 al 31-12-2014 Projects already accepted, to be executed from 01-01-2013 to 12-31-2014

A 250 MVA (60%) LT Pachachaca-Callahuanca 220 kV

Transformador 500/220 kV en Moquegua

Conexión de LT Chiclayo - Piura 220 kV a la S.E. La Niña

A 250 MVA (60%) LT Pomacocha-San Juan 220 kV

Conexión de LT Mantaro - Independencia 220 kV a la S.E. Huancavelica

A 250 MVA (60%) LT Huanza-Carabayllo 220 kV

Repotenciación a 75 MVA (50%) de la L.T. Aguaytia - Pucallpa 138 kV

A 250 MVA (60%) LT Paragsha - Vizcarra 220 kV existente

A 250 MVA (60%) LT Trujillo-Cajamarca 220 kV

A 250 MVA (30%) LT Tingo María-Vizcarra-Conococha 220 kV

101 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Líneas de transmisiones existentes y proyectadas en 220 y 500 kV Existing and Estimated Transmission Lines (220 and 500 kV) Fuente / Source: MINEM, Estadística por Regiones

DESCRIPCIÓN DESCRIPTION

EXISTENTES PROYECTADAS EXIXTING FORECAST

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 500 kV / 500 kV TRANSMISION LINE LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kV / 220 kV TRANSMISION LINE SUBESTACIÓN / SUBSTATION CENTRAL HIDÁULICA / HYDROPOWER PLANT CENTRL TÉRMICA / THERMAL POWER PLANT CENTRL EÓLICA / WIND PLANT CENTRAL SOLAR / SOLAR PLANT RESERVA FRÍA DE GENERACIÓN / GENERATION COLD RESERVE CAPITAL DE DEPARTAMENTO / DEPARTAMENT CAPITAL CITY GASEODUCTO CAMISEA / CAMISEA GAS PIPELINE PLANTA DE FRACCIONAMIENTO / FRACTIONATION PLANT o CENTRAL DE EMERGENCIA / EMERGENCY PLANT

ACTUALIZADO A AGOSTO 2012 / UPDATED AS OF AUGUST 2012

102 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PORTAFOLIO TRANSMISIÓN - TRANSMISSION PORTFOLIO

b. Proyectos en desarrollo

b. Projects under Development

Plan Transitorio

Temporary Plan

Al mes de abril de 2012 se encuentran en desarrollo nuevas líneas de transmisión de 220 kV y 500 kV y subestaciones asociadas, las cuales suman en total una longitud de 1 015 km, y US $441millones de monto de inversión. Estos proyectos forman parte del Plan Transitorio de Transmisión y son el resultado de diversos procesos de licitación.

In April 2012, new 220 kV and 500 kV transmission lines and related substations are being developed. In the aggregate, they account for a length of 1 015 km, and US $441 millions of investment. These projects are part of the Temporary Transmission Plan and they are the result of different bidding processes. Projects for Expansion of Existing Agreements

Proyectos por ampliación de contratos existentes El MINEM por acuerdo de partes con las empresas de transmisión que poseen redes en operación desarrolló adendas a los contratos existentes con la finalidad de comprometer proyectos de reforzamiento y de ampliación del sistema de transmisión. Al mes de abril de 2012, el monto de inversión comprometida asciende a US $74,5 millones (sin incluir IGV). Las empresas que realizarán estas inversiones son Red de Energía del Perú S.A. (US $87 millones) e ISA Perú S.A.

The MINEM, upon agreement with the transmission companies that have operation networks, prepared addenda to the existing agreements in order to upgrade and expand projects for the transmission system. As of April 2012, the committed investment reached US $74,5 millions (not including IGV). The companies that will carry out these investments are Red de Energía del Perú S.A. (US $87 millions) and ISA Perú S.A.

Proyectos licitados y en desarrollo según el Plan Transitorio de Transmisión Projects Bidded and Under Development According to the Temporary Transmission Plan Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Proyecto Project

Empresa Concesionaria Concessionaire

Longitud Length Km

Número Circuitos Number Circuits

Capacidad Transmisión Operación normal Capacity Transmission normal Operation

Puesta en Operación Comercial (POC) Commercial Commissioning

Fecha de suscripción contrato de concesión Date of execution of concession agreement

Plazo de Ejecución (meses) Term of Execution (months)

Contractual Contract

Con Amplicación de Plazos With extended term

Real Real

Situación Status

Monto de Inversión Adjudicado Investment Amount (US) (b)

Ubicación Location

Líneas en 500 KV / 500 KV Lines LT 500 KV Zapallal (Carabayllo)-Chimbote-Trujillo y SS.EE. Asociadas

Consorcio Transmantaro S.A. (CTM)

530,0

1x600 (a)

18/02/2010

18/08/2012

18/12/2012

En desarrollo

167 500 000,0

Lima, Ancash, La Libertad

LT 500 KV Chilca-MarconaMontalvo y SS.EE. Asociadas

Abangoa Transmisión Sur S.A. (ATS)

872,0

1x700

22/07/2010

22/07/2013

30/12/2013

En desarrollo

291 027 958,0

Lima, Ica, Arequipa, Moquegua

LT 500 KV Trujillo-Chiclayo (La NIña) y SS.EE. Asociadas

Consorcio Trasmantaro S.A. (CTM)

326,8

1x700

26/05/2011

En desarrollo

101 406 434,0

La Libertad, Lambayeque, Piura

LT 220 KV Tintaya-Socabaya y SS.EE. Asociadas

Transmisora Eléctrica del Sur S.A.

207,0

2x200

30/09/2010

30/03/2013

13/07/2013

En desarrollo

43 568 414,5

Cusco, Arequipa

LT 220 KV Piura Oeste-Talara y SS. EE. Asociadas

Consorcio Trasmantaro S.A. (CTM)

103,5

1x180

26/08/2010

26/08/2012

26/10/2012

En desarrollo

14 580 022,2

Piura

LT 220 KV Machupichu-AbancayCotaruse y SS.EE. Asociada

Consorcio Trasmantaro S.A. (CTM)

204,0

2x250

22/12/2010

22/01/2013

En desarrollo

62 545 294,0

Cusco, Apurimac

27/09/2012

06/04/2013

En desarrollo

16 407 891,0

Junín

Líneas en 220 KV / 200 KV Lines

Lineas en 220 KV Licitadas por el Comité de Inversión de MEM / 220 KV autioned by MEM Investment Committee LT 220 KV PomacochaCarhuamayo y SS.EE. Asociadas

Consorcio Trasmantaro S.A. (CTM)

110,0

1x180

27/09/2010

(a) Potencia en MW. Power in MW. (b) Los montos de inversión no incluyen el IGV. The investment amounts do not include the VAT.

103 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Proyectos de transmisión comprometidos con adendas a contratos existentes. Al mes de abril de 2012 Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Empresa: Red de Energía de Perú REP

Cláusula Adicional

Novena Cláusula (Ampliación Nº 9)

Décima Cláusula (Ampliación Nº 10)

Décimo Primera Cláusula (Ampliación Nº 11)

Décimo Segunda Cláusula (Ampliacion Nº 12)

Décimo Tercera Cláusula (Ampliacion Nº 13) Décimo Cuarta Cláusula (Ampliacion Nº 14)

Décimo Quinta Cláusula (Ampliacion Nº 15)

Primera Clausula Adicional

Fecha de Suscripción de Adenda

Plazo (meses)

Tipo de Instalación

Fecha P.O.C.

Situación de Obras

Monto de Inversión Previsto (US $)

Segundo Circuito Línea de Transmisión 220 kV Chiclayo OesteGuadalupe-Trujillo Norte y Ampliación de las S.E. Asociadas (Hito a)

12/11/10

LT y SE

31/5/12

En ejecución

12 255 818

Ampliación de la Subestación Huacho (Hito b)

12/11/10

12/8/12

En ejecución

7 833 034

Lima

Ampliación de la Subestación Chiclayo Oeste (Hito b)

12/11/10

12/8/12

En ejecución

4 152 204

Lambayeque

Adenda Nº 1: Ampliación de la Capacidad de Transformación de la S.E. Guadalupe (Ampliación incluida con la adenda 1) [Ver Nota 4] (Hito d)

20/12/10

20/9/12

En ejecución

4 508 919

La Libertad

Implementación del Reactor Serie entre las Barras de 220 kV de las S.E. Chilca Nueva y Chilca REP

15/06/11

15/3/13

En ejecución

4 731 811

Lima

Resistencia de Neutro del Autotransfomador de la S.E. Chilca 500/220 kV

15/06/11

15/10/12

En ejecución

Lima

Segunda Etapa de Ampliacion de la Subestación Independencia 60 kV

15/06/11

15/8/12

En ejecución

Ica

Cambio de la Configuración en 220 kV de Barra Simple a Doble Barra de la Subestación Pomacocha

15/06/11

15/1/13

En ejecución

3 580 488

Junín

Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Pachachaca - Pomacocha de 152 a 250 MVA

15/06/11

LT y SE

15/5/12

En ejecución

419 316

Junín

Cambio de Configuración en 138 kV de Barra Simple a Doble Barra de la S.E. Tintaya

15/06/11

15/1/13

En ejecución

1 811 726

Cusco

Cambio del Configuración "T" a "PI" del sistema de barras en 138 kV de la SE Ayaviri (Hito a)

10/02/12

10/8/13

En ejecución

2 179 680

Puno

Ampliación de la Capacidad de Transformación de la Subestación Puno (Hito b)

10/02/12

10/11/13

En ejecución

4 898 927

Puno

10/2/12

10/5/13

En ejecución

Construcción de la S.E. Pariñas

15/05/12

15/2/14

En ejecución

8 862 246

Piura

Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Piura Oeste - Talara.

15/05/12

15/9/13

En ejecución

2 133 427

Piura

Instalación de Banco de Condensadores en la SE Piura de 1x20 MVAR

15/05/12

15/9/13

En ejecución

1 180 897

Piura

Subestación Chiclayo Sur (Reque)

27/07/12

15/4/14

En ejecución

11 605 786

Lambayeque

Ampliación de la Capacidad de Transformación de la S.E. Trujillo Norte

27/07/12

15/4/14

En ejecución

4 150 356

La Libertad

Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 138 kV Paragsha II – Huánuco.

En proceso

Huánuco

Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Ventanilla – Chavarría.

En proceso

Lima

Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV San Juan - Chilca

En proceso

Lima

Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Ventanilla - Zapallal

En proceso

Lima

Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Pachachaca - Oroya Nueva

16/07/12

7,5

PROYECTO DE TRANSMISIÓN

Solución provisional en Subestación Puno [operación en paralelo de transformadores T68-161 (Reserva) y T53-162 (Existente)]

26/02/13

En ejecución

Ubicación La Libetad, Lambayeque

Puno

203 306

Junín

(1) Se modificó y aprobó la solución propuesta originalmente en el anteproyecto de ingeniería presentado por REP. El presupuesto modificado estuvo dentro de los montos previstos en el anteproyecto. (2) Se remitió el Oficio No. 1066-2011-MEM/DGE del 12/08/2011 dirigido a REP, con opinión favorable para la ampliación del plazo de 75 días. Se solicitó a REP emitir el borrador de la adenda. (3) Se remitió el Oficio No. 961-2011-MEM/DGE del 25/07/2011 dejando sin efecto la ampliación de la capacidad de la LT 220 kV Chiclayo Oeste - Guadalupe - Trujillo Norte porque la modificación propuesta por REP superaba el presupuesto previsto. (4) El 17/04/2011 se instaló de manera provisional un transformador de potencia en la S.E Guadalupe. La instalación se cumplió dentro del plazo que estaba previsto para el 20/04/2011.

104 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

PORTAFOLIO TRANSMISIÓN - TRANSMISSION PORTFOLIO

Transmission Projects with Addenda to Existing Agreements. As of April 2012 Fuente / Source: MINEM – DGE – Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Company: Peru Energy Network REP

Additional Article

Ninth Article (Expansion Nº 9)

Tenth Article (Expansion Nº 10)

Eleventh Article (Expansion Nº 11)

Twelfth Article (Expansion Nº 12)

(months)

Type of Facility

Date P.O.C.

Status of Works

Estimated Investment (US $)

12/11/10

LT y SE

31/5/12

Under execution

12 255 818

La Libetad, Lambayeque

Expansion of Substation Huacho (Milestone b)

12/11/10

12/8/12

Under execution

7 833 034

Lima

Addenda No. 1: Expansion of the Transformation capacity of S.E. Guadalupe (Expansion included in addenda 1) [See Note 4] (Milestone d)

12/11/10

12/8/12

Under execution

4 152 204

Lambayeque

Adenda Nº 1: Ampliación de la Capacidad de Transformación de la S.E. Guadalupe (Ampliación incluida con la adenda 1) [Ver Nota 4] (Hito d)

20/12/10

20/9/12

Under execution

4 508 919

La Libertad

Implementation of the Series Reactor between 220 kV Bars of S.E. Chilca Nueva and Chilca REP

15/06/11

15/3/13

Under execution

4 731 811

Lima

Resistance of Transformer Neutral of S.E. Chilca

15/06/11

15/10/12

Under execution

Lima

Second Phase, Expansion of S.E. Independencia 60 kV

15/06/11

15/8/12

Under execution

Ica

Change of Settings in 220 kV from Simple Bar to Double Bar of Pomacocha S.E.

15/06/11

15/1/13

Under execution

3 580 488

Junín

Expansion of the Transmission Capacity of 220 KV LT PachachacaPomachoca from 152 to 250 MVA

15/06/11

LT y SE

15/5/12

Under execution

419 316

Junín

Change of Settings in 138 kV from Simple Bar to Double Bar of SE Tintaya

15/06/11

15/1/13

Under execution

1 811 726

Cusco

Change of Settings T to PI of the Bar system in 138 kV of SE Ayaviri (Milestone a)

10/02/12

10/8/13

Under execution

2 179 680

Puno

Expansion of Transformation Capacity of S.E. Puno (Milestone b)

10/02/12

10/11/13

Under execution

4 898 927

Puno

10/2/12

10/5/13

Under execution

Construction of Pariñas S.E.

15/05/12

15/2/14

Under execution

8 862 246

Piura

Expansion of the Transmission Capacity of 220kV LT Piura - Oeste - Talara.

15/05/12

15/9/13

Under execution

2 133 427

Piura

Installation of Condenser Bench in SE Piura, 1x20 MVAR

15/05/12

15/9/13

Under execution

1 180 897

Piura

Substation Chiclayo Sur (Reque)

27/07/12

15/4/14

Under execution

11 605 786

Lambayeque

Expansion of the Transformation Capacity of S.E. Trujillo Norte

27/07/12

15/4/14

Under execution

4 150 356

La Libertad

Expansion of the Transmission Capacity of 138 kV LT Ventanilla – Chavarría.

In process

Huánuco

Expansion of the Transmission Capacity of 220 kV LT San Juan - Chilca

In process

Lima

Expansion of the Transmission Capacity of 220 kV LT Ventanilla - Chavarría.

In process

Lima

Expansion of the Transmission capacity of LT 220 kV LT Ventanilla - Zapallal

In process

Lima

Expansion of the Transmission capacity of LT 220 kV Pachachaca - Oroya Nueva

16/07/12

7,5

Date of Execution of Addenda

Second Circuit 220 kV Transmission Line Chiclayo Oeste - Guadalupe Trujillo Norte and Expansion of Related S.E. (Milestone a)

TRANSMISSION PROJECT

Temporary Solution in Substation Puno [parallel operation of transformers T68-161 (Stand-by) and T53-162 (Existing)]

Thirteenth Article (Expansion Nº 13) Fourteenth Article (Expansion Nº 14)

Fifteenth Article (Expansion Nº 15)

First Aditional Clause

Term

26/02/13

Under execution

Location

Puno

203 306

Junín

(1) The solution originally proposed was amended and approved in the preliminary engineering project submitted by REP. The amended budget was included in the amounts considered in the preliminary project. (2) Official Letter No. 1066-2011-MEM/DGE dated 08/12/2011 was sent to REP, approving the extension for 75 days. REP was requested to issue the draft of the addenda. (3) An Official Letter No. 961-2011-MEM/DGE dated 07/25/2011 was sent, annulling the expansion of the Chiclayo Oeste - Guadalupe - Trujillo Norte 220 kV LT capacity because the amendment proposed by REP exceeded the original budget. (4) On 04/ 17/2011 a power transformer was temporarily installed in S.E Guadalupe. The installation was performed within the schedule (04/20/2011).

105 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

c. Proyectos en licitación

c. Projects in Bidding

En licitación

In Bidding

Por encargo del MINEM, y a través de PROINVERSIÓN, está en curso el proceso de licitación de 03 proyectos de inversión:

Upon request of the MINEM, and through PROINVERSIÓN, there are three investment projects in process of bidding:

• LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba y subestaciones asociadas.

• Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba 220 kV LT and related substations

• LT 220 kV Machu Picchu - Quencoro - Onocora - Tintaya y subestaciones asociadas.

• Machu Picchu - Quencoro - Onocora - Tintaya 220 kV LT and related substations.

• LT 220 kV Moyobamba - Iquitos y las subestaciones asociadas.

• Moyobamba - Iquitos 220 kV LT and related substations.

Más información sobre el desarrollo de la licitación en www.proinversion.gob.pe

For further information on the biddings, visit www.proinversion.gob.pe

Proyectos de transmisión en proceso de licitación Projects of transmission in bidding process Líneas en proceso de arbitraje / Lines in Arbitration Process

Proyecto Project LT 220 Machu Picchu - Cotaruse (DT) y SS.EE. Asociadas LT 500 Mantaro - Caravelí - Montalvo y SS.EE. Asociadas

Empresa Concesionaria Concessionaire

Caravelí Cataruse Transmisora de Energía S.A.C. (CCTE)

Longitud Length Km

Número Circuitos Number Circuits

Capacidad Transmisión en Operación Normal Capacity Transmission in Normal operation (MVA)

204

2x180

761

1x700 (a)

Puesta en Operación Comercial (POC) Commercial Commissioning

Fecha de suscripción contrato de concesión Date of execution of concession agreement

Plazo de Ejecución (meses) Term of Execution (months)

Contractual Contract

Con Amplicación de Plazos With extended term

22/08/2008

22/02/2011

22/08/2012

22/08/2008

22/02/2011

22/08/2012

Situación Situation

En Arbitraje In Arbitration

Monto de Inversión Adjudicado Investment amount awarded (US$) (b)

Ubicación Location Cusco, Apurímac

181 011 605,0

Huancavelica, Ayacucho, Arequipa

(a) Potencia en MW Power in MW (b) Los montos de Inversión no incuyen IGV The investment amounts do not include IGV Líneas en Proceso de Licitación a cargo de PROINVERSIÓN / Lines in process of Bidding by PROINVERSIÓN

Proyecto Project LT 220 Kv Carhuaquero - Cajamarca Norte - Caclic - Moyobamba LT 220 Kv Machu Picchu - Quencoro - Onocora - Tintaya LT 220 Kv Moyobamba - Iquitos

Empresa Concesionaria Concessionaire

En Proceso de Licitación a cargo de PROINVERSIÓN Lines in process of bidding by PROINVERSION

Longitud Length Km

Número Circuitos Number Circuits

Capacidad Transmisión en Operación Normal Capacity Transmission in Normal operation (MVA)

Fecha de suscripción contrato de concesión Date of execution of concession agreement

Puesta en Operación Comercial (POC) Commercial Commissioning Plazo de Ejecución (meses) Term of Execution ( months)

Prevista Planned

404

1x220

oct-2012

38 (c)

2015

300,6(a)

1-2 (b)

250/p.circuito

ene-2013

38 (c)

2016

613

145

nov-2012

2017

(c)

Situación Situation

En Concurso In Bidding

Monto de Inversión Adjudicado Investment amount awarded (US$) (b)

Ubicación Location

76 520 000

Cajamarca, Amazonas, San Martín

66 909 000

Cusco

301 115 213

San Martín, Loreto

(a) Además se ha previsto un tramo de línea de 138 kV de 1,9 km para enlazar la línea con la S.E. Quencoro. Additionally, a section of the 138 kV line of 1,9 km is planned to link the line with S.E. Quencoro. (b) Se tiene prevista una línea en simple terna de Machu Picchu hasta Onocora y de doble terna desde Onocora a Tintaya. A single phase line is estimated from Machu Picchu to Onocora and double phase line from Onocora to Tintaya. (c) Según información publicada por PROINVERSIÓN. According to information published by PROINVERSIÓN. (d) Los montos de inversión no incluyen el IGV. The investment amounts do not include IGV.

106 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

Datos de interĂŠs siempre a su alcance. Data of interest is always available.

INFORMACIÓN ADICIONAL ADDITIONAL INFORMATION

9. Información adicional

9. Additional Information

Dirección General de Electricidad

Electricity General Directorate

La Dirección General de Electricidad (DGE) es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del Subsector Electricidad, promover el desarrollo de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como de contribuir a ejercer el rol concedente a nombre del Estado para el desarrollo sostenible de las actividades eléctricas.

The Electricity General Directorate (DGE) is the technical governing body responsible for proposing and evaluating the policy of the Electricity Subsector, promotes the development of electrical energy generation, transmission and distribution , as well as contributes with the role of granting concessions on behalf of the State for a sustainable development of electricity activities.

La DGE depende jerárquicamente del Viceministerio de Energía, mientras que sus actividades se desarrollan con el apoyo de las 03 subdirecciones que lo conforman:

The DGE depends on the Vice-Minister of Energy, and its activities are carried with the support of its 03 divisions:

• Dirección de Concesiones Eléctricas. • Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica. • Dirección de Normatividad Eléctrica.

• Electrical Concession Division. • Division of Electricity Studies and Promotion. • Division of Electricity Rules and Regulations

108

INFORMACIÓN ADICIONAL - ADDITIONAL INFORMATION

Dirección General de Electricidad dentro de la organización del MINEM Electricity General Directorate in the MINEM Fuente / Source: MINEM – DGE.

Ministerio de Energía y Minas Ministry of Energy and Mines

Viceministerio de Energía

Viceministerio de Minas

Viceministry of Energy

Viceministry of Mines

Dirección General de Electricidad

Dirección General de Hidrocarburos

Dirección General Eficiencia Energética

Electricity General Directorate

Hydrocarbons General Directorate

Energy Efficiency General Directorate

Dirección de Concesiones Eléctricas

Dirección de Estudios y Promoción Eléctrica

Dirección de Normatividad Eléctrica

Electrical Concessions Division

Division of Electricity Studies and Promotion

Division of Electricity Standars and Rules

Dirección General Asuntos Ambientales Energéticos General Directorate of Energy - Related Environmental Affairs

109 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Guía y contactos Los resultados de las actividades de la DGE y otras informaciones relevantes del subsector eléctrico están publicadas en: www.minem.gob.pe–Electricidad

Guide and Contact Data The results of the activities of DGE and other information relevant for the electricity subsector are published in: www.minem.gob.pe–Electricidad

Así por ejemplo: • El compendio de normas legales y técnicas vigentes. • La prepublicación de los proyectos normativos. • La actualización del estado actual de las concesiones eléctricas otorgadas. • Los Documentos promotores. • Los informativos. • El Anuario Estadístico de Electricidad, el Mapa Estadístico por regiones y la Evolución de los Indicadores del Subsector Eléctrico.

It contains: • Group of legal and technical rules in force. • Preliminary publication of draft laws. • Updated current status of electrical concessions granted. • Promoting Documents. • Information Documents. • Electricity Statistic Report, Statistic Map by Regions and Evolution of Indicators of the Electricity Subsector. For more information on these publications, contact:

Por favor, cualquier consulta sobre las publicaciones mencionadas a los siguientes contactos:

Contactos para los temas desarrollados en la Dirección General de Electricidad Contact Data in the Electricity General Directorate Fuente / Source: MINEM – DGE

Concesiones eléctricas / Electrical Concessions Temas Area

Procedimientos de concesión eléctrica para las actividades de generación, transmisión y distribución Electrical concession procedure for generation, transmission and distribution

Teléfono Telephone

(511) 4111100 anexo / extension 3015

aclaros@minem.gob.pe

Estudios y promoción eléctrica / Studies and Promotion of Electricity Temas Area

Planeamiento, estudios y estadísticas de electricidad Electricity planning, studies and statistics

Teléfono Telephone

(511) 4111100 anexo/extension 3040

promodge@minem.gob.pe

Normatividad / Rules and Standards Temas Area

Estándares y normas técnicas de electricidad Electricity related rules and standards

Teléfono Telephone

(511) 4111100 anexo / extension 3031

dne@minem.gob.pe

110 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT

INFORMACIÓN ADICIONAL - ADDITIONAL INFORMATION

Links de interés Links of interest MINEM Ministerio de Energía y Minas Ministry of Energy and Mines www.minem.gob.pe

Otros agentes Other agents

DGE

FONAFE

Dirección General de Electricidad Electricity General Directorate www.minem.gob.pe

Fondo Nacional de Financiamiento del Estado National Fund of State Financing www.fonafe.gob.pe

DGER Dirección General de Electrificación Rural Rural Electrification General Directorate www.minem.gob.pe

COES Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional Committee for the Economic Operation of the National Interconnected System www.coes.org.pe

ANA Autoridad Nacional del Agua National Water Authority www.minag.gob.pe

OSINERGMIN DGEE Dirección General de Eficiencia Energética Energy Efficiency General Directorate www.minem.gob.pe

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Supervisory Agency for Energy and Mining Investment www.osinerg.gob.pe

INGEMMET Instituto Nacional de Geología, Minería y Metalúrgica National Institute of Geology, Mining and Metallurgy www.minem.gob.pe

MINAM – OEFA DGAAE Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos General Directorate of Energy-Related Environmental Affairs www.minem.gob.pe

Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental – MINAM Agency of Enviromental Evaluation and Auditing – MINAM www.minam.gob.pe

SNMP Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía National Society of Mining, Petroleum and Energy www.snmpe.com.pe

INDECOPI Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual Institute for the Defense of Competition and Intellectual Property www.indecopi.org.pe

SNI

PROINVERSIÓN

DEFENSORÍA DEL PUEBLO

INEI

Agencia de Promoción de la Inversión Privada Private Investment Promotion Agency www.proinversion.gob.pe

Defensoría del Pueblo Ombudsman Office www.defensoriadelpueblo.gob.pe

Instituto Nacional de Estadística e Informática National Institute of Statistics and Information www.inei.gob.pe

OGGS Oficina de Gestión Social Social Management Office www.minem.gob.pe

Sociedad Nacional de Industrias National Society of Industries www.sni.com.pe

111 Ministerio de Energía y Minas / Ministry of Energy and Mines

www.minem.gob.pe

Relacionado a normas legales Related to legal rules DS Decreto Supremo Supreme Decree

Abreviaturas Abbreviations

DL Ley o Decreto Legislativo Law or Legislative Decree

CH Central Hidoroeléctrica Hydropower Plant

LCE Ley de Concesiones Eléctricas Electrical Concession Law

CT Central Termoeléctrica Thermal Power Plant

LORG Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos Organic Law of Geothermal Resources

CE Central Eólica Wind Plant

RLORG Reglamento de la LORG Regulations of the LORG

CTB Central Térmica de Biomasa Biomass Thermal Power Plant

LGER Ley General de Electrificación Rural General Law of Rural Electrification

CS Central Solar Solar Plant

SEIA Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambienl National System of Environmental Impact Assessment

FV Panel Fotovoltaico Photovoltaic Panel

RM Resolución Ministerial Ministry Ruling

LT Línea de Transmisión Transmission Line

EM Sector de Energía y Minas Energy and Mines Sector

SE Subestación Eléctrica Electrical Substation

MINEM Ministerio de Energía y Minas Ministry of Energy and Mines

SER Sistemas Eléctricos Rurales Rural Electrical Systems RER Recursos Energéticos Renovables Renewable Energy Resources

Unidades Units Ctvo US$ / KW.h Centavos de US$ por kW.h Cents of US$ per KW.h km Kilómetro(s) Kilometer(s) KV Unidad de tensión o voltaje Voltage Unit KW, MW, GW, TW Unidades de potencia eléctrica Electrical power units 1 TW = 1000 GW 1 GW = 1000 MW 1 MW = 1000 KW KW.h / hab Consumo de energía por habitante Energy consumption per capita KW.h, MW.h,GW.h, TW.h Unidades de energía eléctrica Electrical Energy Units 1 TW.h = 1000 GW.h 1 GW.h = 1000 MW.h 1 MW.h = 1000 kW.h TJ Unidad de energía en terajoule Energy Unit in Terajoule

Indicadores Indicators

TW / año (year) Incremento de potencia eléctrica por año Rise of electrical power per year

SEIN Sistema Eléctrico Interconectado Nacional National Interconnected Electric System

PBI / GDP Producto Bruto Interno Gross Domestic Product

TW.h/año (year) Incremento de energía eléctrica por año Rise of electrical energy per year

COES-SEIN Alcance del COES sobre la operación del SEIN Scope of COES in SEIN

IGV Impuesto General a las Ventas Value-Added Tax

US$ Dólares americanos Dollars of the United States of America

112 SUBSECTOR ELÉCTRICO DOCUMENTO PROMOTOR ELECTRICITY SUBSECTOR PROMOTION DOCUMENT