Sector de Transmisión de Energía Eléctrica - Inicio
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i Planeamiento Estratégico del Sector Transmisión de Energía Fernando D’Alessio Ipinza, Antonio Caldas Vílchez, Freddy Casanova García, y Alberto Holgado Yábar CENTRUM Católica ii Resumen Ejecutivo El impulso del sector de transmisión de energía es fundamental para sustentar el crecimiento del país en los próximos años, pues se ha proyectado una tasa de crecimiento del consumo de energía en 6.32% anual. Este sector también es elemental para atender las necesidades de energía de los países vecinos, principalmente de Brasil, Chile y Ecuador, lo cual permitirá que las empresas puedan instalar líneas de transmisión de extra alta tensión debido a las distancias involucradas. Con el fin de atender satisfactoriamente la demanda interna y externa, este sector debe mantenerse industrialmente balanceado, tanto con su capacidad de generación como con la de distribución de energía. En tal sentido, se presenta este plan estratégico del sector transmisión de energía con el fin de que esté a disposición de: (a) Ministerio de Energía y Minas (MINEM), como ente promotor y rector de las actividades minero-energéticas; (b) Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), como el principal gremio de la actividad minera, hidrocarburífera y de energía; (c) Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COESSINAC), el cual tiene el objetivo de planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN; y (d) Comisión de Integración Energética Regional (CIER), la cual tiene como propósito la promoción de la integración de los sistemas y mercados eléctricos del ámbito sudamericano. El plan estratégico tiene como visión para el año 2030, desarrollar una capacidad de transmisión de 150,000 GWh anuales para atender la demanda interna y externa, según los altos estándares de calidad, confiabilidad y costo que son exigidos en el sector, los cuales, a su vez, deben fomentar el respeto al medio ambiente y a la responsabilidad social. Los objetivos estratégicos, alineados con la visión, guían el desarrollo del plan estratégico del sector, el cual es monitoreado a través de los indicadores establecidos en el tablero de control balanceado. iii Se concluye que el Perú tiene un enorme potencial para generar energía eléctrica a través de sus recursos hidrográficos no aprovechados, que lo pueden convertir en un importante exportador de energía a los países fronterizos. Asimismo, es prioritario el desarrollo de la capacidad de transmisión de energía, en especial en la zona norte, sur, y oriente del país para sustentar el desarrollo económico de las regiones. Adicionalmente, es necesario complementar la matriz energética con proyectos de energía renovable, como la eólica, solar, y geotérmica; que permitan obtener financiamiento a través de los bonos de carbono. A través de una exitosa implementación del plan estratégico es posible alcanzar una sólida infraestructura en el sector transmisión de energía, que le permita atender con alta eficiencia la demanda interna del país y externa de la región. Del mismo modo, el país obtendrá importantes recursos financieros por la exportación de energía a los países fronterizos, a través de la Red de Transmisión de Extra Alta Tensión, que garantiza la optimización y rentabilidad del proceso. Finalmente, se logrará integrar a las regiones al sistema eléctrico interconectado nacional, lo que generará un mayor consumo de energía, nuevos proyectos de inversión, los cuales se traducirán en desarrollo social y económico. iv Tabla de Contenidos Lista de Tablas .....................................................................................................................…..ix Lista de Figuras ..........................................................................................................................xi Capítulo I: Introducción ............................................................................................................. 1 1.1 Problema a Estudiar ........................................................................................................ 1 1.2 Preguntas del Planeamiento ............................................................................................ 1 1.3 Objetivos del Planeamiento............................................................................................. 2 1.3.1 Objetivo general ....................................................................................................... 2 1.3.2 Objetivos específicos ................................................................................................ 3 1.4 Importancia del Planeamiento ......................................................................................... 3 1.5 Justificación y Limitaciones del Planeamiento ............................................................... 4 1.6 Alcance del Planeamiento ............................................................................................... 4 1.7 Metodología del Planeamiento ........................................................................................ 5 Capítulo II: Marco Teórico ....................................................................................................... ..6 2.1 Planeamiento Estratégico ................................................................................................ 6 2.2 Implementación ............................................................................................................. 15 2.3 Control........................................................................................................................... 16 Capítulo III: Situación Actual ................................................................................................... 17 3.1 Panorama Actual del Sector Energía Eléctrica ............................................................. 23 3.2 Perspectivas de Crecimiento del Sector de Energía Eléctrica ....................................... 32 3.3 Conclusiones ................................................................................................................. 37 Capítulo IV: Visión, Misión, Valores y Código de Ética ......................................................... 39 4.1 Visión ............................................................................................................................ 39 4.2 Misión............................................................................................................................ 40 4.3 Valores .......................................................................................................................... 41 v 4.4 Lineamientos Éticos ...................................................................................................... 41 Capítulo V: Evaluación Externa ............................................................................................... 48 5.1 Análisis Tridimensional de Hartmann........................................................................... 48 5.2 Diamante de la Competitividad del Perú....................................................................... 50 5.3 Análisis PESTE ............................................................................................................. 52 5.3.1 Panorama económico.............................................................................................. 52 5.3.2 Fortalezas económicas locales ................................................................................ 55 5.3.3 Medidas locales tomadas por el BCRP .................................................................. 57 5.3.4 Análisis político, gubernamental y legal (P) .......................................................... 60 5.3.5 Análisis de las fuerzas económicas y financieras (E) ............................................. 65 5.3.6 Análisis ecológico y ambiental ............................................................................... 68 5.4 Análisis Competitivo ..................................................................................................... 69 5.4.1 Matriz de evaluación de factores externos (MEFE) ............................................... 71 5.4.2 Crecimiento en competencia .................................................................................. 71 5.5 Análisis del Sector Industrial ........................................................................................ 72 5.6 Ciclo de Vida de la Industria ......................................................................................... 75 5.7 Matriz del Perfil Referencial del Sector (MPR) ............................................................ 76 5.8 Conclusiones ................................................................................................................. 77 Capítulo VI: Evaluación Interna ............................................................................................... 78 6.1 Análisis AMOFHIT....................................................................................................... 78 6.1.1 Administración/Gerencia (A) ................................................................................. 78 6.1.2 Marketing/Ventas (M) ............................................................................................ 79 6.1.3 Operaciones/Producción (O) .................................................................................. 80 6.1.4 Finanzas/Contabilidad (F) ...................................................................................... 81 6.1.5 Recursos humanos (H) ........................................................................................... 86 vi 6.1.6 Sistemas de información y comunicaciones (I) ...................................................... 86 6.1.7 Tecnología e investigación y desarrollo (T) ........................................................... 87 6.2 Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI) ...................................................... 87 6.3 Conclusiones ................................................................................................................. 91 Capítulo VII: Intereses Organizacionales, Principios Cardinales y Objetivos de Largo Plazo .................................................................................. 92 7.1 Intereses Organizacionales ............................................................................................ 92 7.2 Principios Cardinales..................................................................................................... 95 7.2.1 Influencia de terceras partes ................................................................................... 97 7.2.2 Lazos pasados y presentes ...................................................................................... 97 7.2.3 Contrabalance de intereses ..................................................................................... 98 7.2.4 Conservación de los enemigos ............................................................................... 99 7.3 Objetivos de Largo Plazo .............................................................................................. 99 7.3.1 Primer objetivo de largo plazo (OLP 1) ............................................................... 100 7.3.2 Segundo objetivo de largo plazo (OLP 2) ............................................................ 101 7.3.3 Tercer objetivo de largo plazo (OLP 3) ................................................................ 101 7.3.4 Cuarto objetivo de largo plazo (OLP4) ................................................................ 102 7.3.5 Quinto objetivo de largo plazo (OLP5) ................................................................ 103 7.4 Conclusiones ............................................................................................................... 104 Capítulo VIII: Proceso Estratégico ......................................................................................... 105 8.1 Matriz de Fortalezas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas (FODA)...................................................................................................... 105 8.2 Matriz de la Posición Estratégica y Evaluación de la Acción (PEYEA) .................... 108 8.3 Matriz del Boston Consulting Group (BCG) .............................................................. 110 8.4 Matriz Interna y Externa (IE) ...................................................................................... 111 vii 8.5 Matriz de la Gran Estrategia (GE)............................................................................... 112 8.6 Matriz de Decisión ...................................................................................................... 113 8.7 Matriz Cuantitativa del Planeamiento Estratégico (MCPE) ....................................... 116 8.8 Matriz Rumelt ............................................................................................................. 119 8.9 Matriz de Ética ............................................................................................................ 120 8.10 Conclusiones ............................................................................................................. 120 Capítulo IX: Dirección e Implementación Estratégica ........................................................... 123 9.1 Objetivos de Corto Plazo ............................................................................................ 123 9.2 Desarrollo de la Estructura Organizacional ................................................................ 137 9.2.1 Reestructuración ................................................................................................... 139 9.2.2 Reingeniería de procesos de negocios .................................................................. 140 9.2.3 Benchmarking....................................................................................................... 141 9.3 Desarrollo de Políticas ................................................................................................ 143 9.4 Asignación de Recursos .............................................................................................. 145 9.4.1 Recursos financieros ............................................................................................. 146 9.4.2 Recursos físicos .................................................................................................... 147 9.4.3 Recursos humanos ................................................................................................ 148 9.4.4 Recursos tecnológicos .......................................................................................... 150 9.5 Manejo del Medio Ambiente y la Ecología ................................................................ 151 9.6 Conclusiones ............................................................................................................... 151 Capítulo X: Evaluación y Control Estratégico........................................................................ 155 10.1 Evaluación de Estrategias.......................................................................................... 155 10.2 Control de Estrategias (Balanced Score Card) .......................................................... 156 10.2.1 Enfoque financiero ............................................................................................. 156 10.2.2 Enfoque del cliente ............................................................................................. 156 viii 10.2.3 Enfoque de procesos internos ............................................................................. 157 10.2.4 Enfoque de aprendizaje y crecimiento ............................................................... 159 10.3 Conclusiones ............................................................................................................. 160 Capítulo XI: Conclusiones y Recomendaciones ..................................................................... 162 11.1 Conclusiones ............................................................................................................. 162 11.2 Recomendaciones ...................................................................................................... 163 11.3 Respuestas a las Preguntas de Planeamiento............................................................. 164 Capítulo XII: Plan Estratégico Integral................................................................................... 169 Referencias .............................................................................................................................. 172 Glosario de Términos .............................................................................................................. 185 Apéndice A: Marco General Regulatorio del Sub-Sector de Electricidad ........................ … 172 Apéndice B: Oportunidades de Inversión en Transmisión ..................................................... 201 Apéndice C: Perspectivas y futuro del sector eléctrico ……………………….....................206 Apéndice D: Matriz FODA..................................................................................................... 212 Apéndice E: Elaboración de Matriz PEYEA .......................................................................... 213 Apéndice F: Ratios de Performance de Calidad del Sector Transmisión ............................... 216 ix Lista de Tablas Tabla 1 Producción de Energía Eléctrica del SEIN durante el Año 2009 ..... …………….24 Tabla 2 Producción Termoeléctrica del SEIN por Tipo de Tecnología (2009) ................... 25 Tabla 3 Longitud de Líneas de Transmisión del SEIN......................................................... 25 Tabla 4 Portafolio de Proyectos de Transmisión................................................................. 26 Tabla 5 Longitud de Líneas de las Principales Empresas de Transmisión en 2008…. ...... 27 Tabla 6 Venta de Energía Eléctrica por Mercado y Tipo de Empresa ................................ 27 Tabla 7 Ventas de Energía Eléctrica a Clientes Finales (GWh) en 2008 ............................ 28 Tabla 8 Ventas y Facturación por Interconexión, Nivel de Tensión y Tipo de Uso….. ...... 29 Tabla 9 Venta de Energía y Facturación según Departamentos ......................................... 30 Tabla 10 Plan de Inversión en Transmisión de Energía, Período 2017– 2028 ..................... 33 Tabla 11 Proyección de la Demanda de Energía y Potencia para el SEIN .......................... 34 Tabla 12 Visión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en el Perú ......................................................................................................................... 44 Tabla 13 Misión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en el Perú ......................................................................................................................... 45 Tabla 14 Visión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en Sudamérica ............................................................................................................. 46 Tabla 15 Misión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en Sudamérica ............................................................................................................. 47 Tabla 16 Relación Entre el PIB Real, los Precios del Consumidor y el Saldo de Cuenta Corriente ................................................................................................................. 58 Tabla 17 Introducción de Perspectivas de la Economía Mundial y Global .......................... 58 Tabla 18 Oferta y Demanda Global Trimestral y Anual ....................................................... 66 Tabla 19 Matriz de Evaluación de Factores Externos (MEFE) ............................................ 74 x Tabla 20 Participación Según Longitud de Líneas de 220 kW y 138 kW .............................. 80 Tabla 21 Resumen de Balance General al 31 de Diciembre de 2010.................................... 88 Tabla 22 Estados de Resultados Hasta el 31 de Diciembre de 2008 ..................................... 89 Tabla 23 Resumen de Ratios Financieros .............................................................................. 90 Tabla 24 Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI) .............................................. 90 Tabla 25 Matriz de Intereses Sectoriales ............................................................................... 96 Tabla 26 Matriz de Decisión Estratégica ............................................................................ 114 Tabla 27 Filtros para la Evaluación Estratégica ................................................................ 115 Tabla 28 Matriz Cuantitativa de Planeamiento Estratégico (MCPE) ................................. 117 Tabla 29 Matriz de Rumelt ................................................................................................... 119 Tabla 30 Matrices Energéticas de Sudamérica y Perú ........................................................ 141 Tabla 31 Potencial Hidroeléctrico Sudamericano............................................................... 142 Tabla 32 Sistemas Eléctricos de Brasil y Perú .................................................................... 143 Tabla 33 Asignación de Recursos a los Objetivos de Corto Plazo ...................................... 153 Tabla 34 Enfoque Financiero del Sector de Transmisión.................................................... 158 Tabla 35 Enfoque del Cliente del Sector de Transmisión .................................................... 158 Tabla 36 Enfoque de Procesos Internos del Sector de Transmisión.................................... 159 Tabla 37 Perspectiva de Aprendizaje y Crecimiento ........................................................... 160 Tabla 38 Matriz del Perfil Referencial del Sector Transmisión de Energía (MPR)……...........................................................................................................171 xi Lista de Figuras Figura 1 El modelo secuencial del proceso estratégico. .......................................................... 7 Figura 2 El entorno externo de la empresa. ............................................................................. 8 Figura 3 Curva de crecimiento de la potencia según tres contextos hasta el año 2027......... 35 Figura 4 Curva de crecimiento de la energía según tres contextos hasta el año 2027…. ..... 36 Figura 5 Sobrecarga del SEIN en el sur del Perú .................................................................. 37 Figura 6 Análisis tridimensional de Hartmann...................................................................... 48 Figura 7 Análisis tridimensional de Hartmann...................................................................... 50 Figura 8 IPM frente a inflación 2005–2009. ......................................................................... 53 Figura 9 Variación del tipo de cambio 2002–2009. .............................................................. 54 Figura 10 Tasa de pobreza nacional (% de la población). ....................................................... 54 Figura 11 PBI per cápita (US$). .............................................................................................. 55 Figura 12 Inflación variación anual 2002–2010 PBI per cápita (US$). .................................. 56 Figura 13 Proyección de la inflación. ...................................................................................... 57 Figura 14 Paquetes de estímulo fiscal: 2008-2010 (% del PBI).............................................. 59 Figura 15 Ejecución de los gobiernos regionales: inversión pública proyectada a diciembre de 2009 ................................................................................................... 59 Figura 16 Indicadores del Perú comparado con sus principales pares. ................................... 60 Figura 17 Reformas que simplifican los negocios en el mundo.............................................. 64 Figura 18 Reformas y ranking para hacer negocios en el mundo. .......................................... 65 Figura 19 Producto bruto interno por actividad económica: 2009_IV. ................................... 67 Figura 20 Producto bruto interno por componentes del gasto: 2009_IV. ............................... 67 Figura 21 Detalle de la competitividad del Perú 2009 – 2010 vs Nivel 2. .............................. 70 Figura 22 Modelo de las cinco fuerzas competitivas adaptado de Porter para el sector transmisión de energía. ................................................................................ 72 xii Figura 23 Ciclo de vida de la industria-sector transmisión de energía. .................................. 75 Figura 24 Marco general del sector eléctrico (agentes promotores, reguladores y los agentes directos). .............................................................................................. 79 Figura 25 Empresas transmisoras de energía eléctrica. ........................................................... 81 Figura 26 Empresas del sector transmisión que negocian instrumentos .............................. 82 Figura 27 Presencia del Grupo ISA en Latinoamérica. ........................................................... 83 Figura 28 Presencia de la división de ingeniería y construcción industrial del Grupo Abengoa en el mundo. . .......................................................................................... 85 Figura 29 Matriz PEYEA del sector de transmisión eléctrico. ............................................. 109 Figura 30 Análisis del portafolio. .......................................................................................... 111 Figura 31 Matriz Interna y Externa ....................................................................................... 112 Figura 32 Matriz de la Gran Estrategia. ................................................................................ 113 Figura 33 Matriz de Ética ...................................................................................................... 122 Figura 34 Estructura de la etapa de implementación ............................................................ 139 Figura 35 Propuesta de cambios en el sector de energía eléctrica ........................................ 146 Figura 36 Cuadro de mando integral. .................................................................................... 161 Figura 37 Plan estratégico integral ........................................................................................ 170 Figura B1 Proyectos que no están en el plan de transmisión ................................................ 204 Figura B2 Principales proyectos de las líneas de transmisión al 2013 ................................. 205 Figura C1 Proyección de la demanda energética .................................................................. 207 Figura C2 Escenario de demanda prevista de energía 2009 – 2017 ..................................... 208 Figura C3 Estimado de Inversión en Ampliaciones ............................................................. 209 Figura C4 Evolución Mensual del Costo Marginal y precio de barra de energía activa mensual SEIN. Costo equivalente barra Santa Rosa ................................. 211 Figura E1 Datos para elaborar la matriz PEYEA1/2.............................................................. 213 xiii Figura E2 Datos para elaborar la matriz PEYEA 2/2 ........................................................... 215 Figura F1 Estadística actividad: Servidumbre de LT ............................................................ 216 Figura F2 Número de vanos con construcciones .................................................................. 216 Figura F3 Número de construcciones que invaden fajas de servidumbre ............................ 218 Figura F4 Hora de proyectos eléctricos ............................................................................... 219 Figura F5 Integración energética en América Latina .......................................................... 220 Figura F6 Mapa estratégico del sector de transmisión energía hasta 2030 .......................... 221 Figura G1 Centrales e interconexiones internacionales ........................................................ 227 Figura G2 Red de gaseoductos .............................................................................................. 228 1 Capítulo I Introducción 1.1 Problema a Estudiar El problema del estudio está dirigido a identificar y eliminar las causas que impiden un crecimiento ordenado y sostenido del sector de transmisión de energía. Este desarrollo debe estar basado en un sistema integrado y fortalecido que garantice la disponibilidad de energía sin interrupciones para los usuarios, y debe estar orientado hacia las necesidades reales del país. El problema se presenta como consecuencia de la demanda de energía de la industria, la cual necesita mantener su crecimiento anual proyectado entre 5 % y 6 %, más aún en horas punta, lapso en el cual el consumo se eleva considerablemente, llegando hasta 4,453 MW, tal como sucedió el 24 de marzo de 2010 (MINEM, 2010b). También son parte del problema del estudio la determinación de las condiciones que permiten un incremento en la confiabilidad y calidad de la transmisión, y el desarrollo e identificación de estrategias adecuadas dirigidas a solucionar las deficiencias detectadas. 1.2 Preguntas del Planeamiento El presente estudio surge a partir de las siguientes preguntas: ¿Qué subsector, dentro del sector de energía, es el más crítico y, por ello, se puede obstaculizar el crecimiento del país? ¿Quiénes serían los principales beneficiarios de un sistema de transmisión de energía más fortalecido y flexible? ¿Cuáles son las ventajas que podrían obtenerse de la inversión en el sector transmisión respecto a otros sectores? 2 ¿Cuál es la situación actual del sector energía de los países de América Latina? ¿Cuál es la demanda de energía en los países vecinos? ¿Cuál es la necesidad actual y proyectada de infraestructura de transmisión de energía? ¿En el Perú existen condiciones favorables para el desarrollo del negocio de la transmisión de energía? ¿Las políticas de Estado y las leyes relacionadas con el tema energético fomentan la inversión en el sector de transmisión de energía? ¿Es posible que la diversificación de la matriz energética del Perú produzca un crecimiento natural del sector transmisión? ¿Qué perspectivas de desarrollo tendrá la transmisión de energía en los próximos 15 años? ¿Qué impacto puede tener el desarrollo del sector transmisión de energía en la industria nacional y en la generación de empleo? ¿Existen condiciones de infraestructura y de recursos naturales para que el Perú se convierta en exportador de energía para los países vecinos? 1.3 Objetivos del Planeamiento 1.3.1 Objetivo general. El estudio está enfocado en el diseño de un plan estratégico para el sector transmisión de energía, el cual permita atender satisfactoriamente la demanda de energía en el largo plazo para alcanzar altos niveles de competitividad, productividad, y sostenibilidad acordes con el medio ambiente. Asimismo, se espera que estos atributos y condiciones favorables permitan atender 3 eficientemente la demanda externa de los países vecinos. De igual forma, el establecimiento de las acciones estratégicas por desarrollar e implementar deberá impulsar el crecimiento sostenido del sector, así como el de los sectores relacionados como el de generación y distribución eléctrica. 1.3.2 Objetivos específicos. Sobre la base de los objetivos generales del estudio, son definidos los siguientes objetivos específicos: (a) analizar la situación actual del sector transmisión de energía y evaluar sus reales perspectivas de crecimiento; (b) identificar a los principales componentes del sector energía y los subsectores que influyan en el ambiente interno y externo; (c) evaluar la competencia y desempeño de las empresas dentro del sector, para lo cual se debe estudiar el contexto propicio para iniciar proyectos de inversión, siempre bajo la pauta del ciclo de vida de la industria; (d) establecer los objetivos de crecimiento y desarrollo del sector transmisión de energía eléctrica sobre la base del potencial de generación de energía a través de los recursos hídricos; y (e) promover el desarrollo del sector transmisión de energía, así como la integración energética de Sudamérica. 1.4 Importancia del Planeamiento El sector de transmisión de energía en el Perú requiere de una alta inversión para equilibrar la capacidad de generación y distribución eléctrica proyectada para los próximos años, así como para ampliar la longitud total de líneas de transmisión de 15,755 km en todo el país, de los cuales 5,711 km corresponden a una tensión superior a 138 kW (36%), y 10,044 km a tensiones iguales o menores a 138 kW (64%) (MINEM, 2009a). 4 Por su parte, la Asociación Brasileña de Grandes Empresas de Transmisión de Energía Eléctrica (Abrate), ha registrado en dicho país una longitud total de líneas de transmisión que llega a 95,621 km, de los cuales 77,854 km (81%) alcanzan una tensión superior a 138 kW, y 17,766 km, logran tensiones menores o iguales a lo indicado (19%) (ABRATE, 2010). Esta situación de déficit en la infraestructura de transmisión de energía de Brasil, como se aprecia en la Figura 50, no es suficiente para atender las necesidades, lo cual resalta la importancia del sector de transmisión de energía en el Perú, que permitirá exportar los excedentes generados matriz energética local. 1.5 Justificación y Limitaciones del Planeamiento Los niveles de crecimiento del Perú ya no pueden ser sostenidos con la infraestructura existente. Los países vecinos sufren debido a la falta de energía eléctrica, ocasionada tanto por el crecimiento industrial como por los problemas del calentamiento global que han variado las frecuencias de las lluvias; así como por los elevados costos monetarios y contaminantes de la generación eléctrica con petróleo o carbón. Las limitaciones del presente estudio están definidas por la complejidad de la información técnica existente y por la accesibilidad a la misma, la cual, debido a su naturaleza estratégica y especializada, tiene, en algunos casos, carácter de privada. 1.6 Alcance del Planeamiento El presente estudio tiene un enfoque cualitativo, que se inicia con la recopilación y validación de datos relevantes que permitan establecer un contexto más amplio del tema en cuestión. Además, tiene un alcance descriptivo del procesamiento de los datos y del análisis de la información recopilada, el cual considera una coyuntura de transmisión en mediana y alta tensión a partir de 60 5 kW, que es donde se concentran las inversiones más grandes. El alcance de la investigación se limita al análisis de la situación actual y a establecer una propuesta estratégica para el desarrollo del sector de transmisión de energía eléctrica en el Perú. Se concluye con la propuesta de estrategias que favorezcan el desarrollo del sector transmisión. 1.7 Metodología del Planeamiento El planeamiento será realizado bajo el enfoque cualitativo, dado que es considerado como un estudio abierto, flexible, concreto y circunscrito al sector eléctrico peruano desde la perspectiva del crecimiento económico del país. Durante el proceso de planeamiento se aplicará la lógica inductiva, que va de lo particular hacia lo general, y a través de la cual los datos ofrecerán nuevos cuestionamientos y hechos que deberán ser estudiados en las matrices del proceso de planeamiento estratégico. En ese sentido, será necesario revisar las publicaciones especializadas elaboradas por las instituciones involucradas en el proceso integral. Las fuentes secundarias que se tendrán en cuenta para el desarrollo del estudio, son principalmente las instituciones normativas y reguladoras, tales como el MINEM, el OSINERGMIN, y el COES. Otras fuentes secundarias importantes provendrán de los gremios empresariales, tales como la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE), y la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). Finalmente, también serán consultadas las publicaciones especializadas del sector, tales como las revistas Energiminas, Mundo Minero, Revista CIER y las declaraciones de empresarios y ejecutivos del sector. 6 Capítulo II Marco Teórico La elaboración del plan estratégico del sector de transmisión eléctrica peruano exige un adecuado entendimiento del entorno interno y externo, así como de las normas que rigen el proceso de concesión de los contratos de transmisión eléctrica y su aplicación. Del mismo modo, es preciso desarrollar eficientemente las etapas establecidas en la preparación de un proceso estratégico: (a) planeamiento, (b) implementación, y (c) control; las cuales serán beneficiosas si se cuenta con un liderazgo y una cultura sectorial de cambio (D’Alessio, 2008). 2.1 Planeamiento Estratégico El planeamiento estratégico considera las actividades útiles para formular una metodología que permita pasar de una situación actual a una situación futura deseada. El plan estratégico debe estar alineado con la visión y misión, así como con los objetivos de corto y largo plazo, entre los cuales se incluye a todos los factores externos e internos que tengan un impacto considerable en el sector de transmisión eléctrico peruano. De este modo, para el desarrollo del presente estudio se optó por utilizar el modelo secuencial de D’Alessio (2008), tal como se muestra en la Figura 1. Los principales componentes en la formulación del plan estratégico son: 1. La visión describe hacia dónde quiere llegar una organización en el largo plazo a través de ideas generales y de algunas abstractas (Serna, 2007). Consecuentemente, la visión debe ser clara, motivadora, ambiciosa; pero realista. La comunicación de la visión a toda la organización es importante para que todos los integrantes se sientan comprometidos con ella desde sus funciones y responsabilidades. 7 Figura 1. El modelo secuencial del proceso estratégico. Tomado de “El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia,” por D'Alessio, 2008. 2. La misión explica la naturaleza del sector y su finalidad; asimismo, define qué se debe hacer para lograr el éxito. El propósito establecido por una empresa para diferenciarse de otras es el alcance de sus operaciones en términos de producto, mercado y tecnología, todo lo cual es definido como la misión de la empresa (Pearce & Robinson, 2007). 3. La evaluación externa es el análisis del entorno que busca definir cuáles son las fuerzas externas que impactan en el sector y cómo interactúan, ello con el fin de identificar las ventajas dentro de las oportunidades y 8 minimizar las amenazas del sector de transmisión eléctrico peruano, tal como se indica en la Figura 2 (Pearce & Robison, 2007). Figura 2. El entorno externo de la empresa. Tomado de “Formulation, Implementation & Control of Competitive Strategy,” por Pearce & Robinson, 2007. El análisis de la matriz EFE resume y evalúa la siguiente información: política, gubernamental, y legal (P); económica y financiera (E); social, cultural, y demográfica (S); tecnológica (T); y, ecológica y ambiental (E), como resultado del análisis PESTE. Posteriormente, son cuantificados los resultados de las oportunidades y amenazas a través de una ponderación de peso y valor. El número de oportunidades y amenazas deberá estar dentro de un rango de 10 hasta 20 factores críticos (D’Alessio, 2008, p. 125). El Modelo de las Cinco Fuerzas Competitivas de Michael E. Porter (1998), permite conocer la estructura y atractividad de la industria para el desarrollo de las estrategias que permitirán obtener el éxito deseado. El análisis de la competitividad de la industria se identifica mediante las siguientes fuerzas: (a) Rivalidad entre los Competidores, la cual ocurre cuando algún competidor desea mejorar su posición en el 9 sector a partir de otro; (b) Poder de Negociación de los Clientes, el cual se incrementa cuando en el sector de la industria existen pocos compradores y los volúmenes de compra son grandes; (c) Poder de Negociación de los Proveedores, el cual se incrementa cuando en el sector existen pocos proveedores y los insumos son fundamentales en la industria, lo cual les permite influir en el precio de los insumos, en perjuicio del margen de la industria; (d) Ingreso Potencial de Nuevos Competidores, lo cual dependerá mucho del nivel de las barreras de entrada en el mercado y de la capacidad de reacción de las empresas del sector; y (e) Desarrollo Potencial de Productos Sustitutos, el cual disminuye el rendimiento de la industria debido a los bajos costos de los sustitutos. El Análisis Competitivo, según D’Alessio (2008), el primer paso para establecer una estrategia pertinente es la definición clara de los competidores: en primer lugar de los actuales, luego, de los sustitutos y, finalmente, de los entrantes. En seguida, el segundo paso es conocerlos bien, sobre todo sus fortalezas y debilidades. El tercer paso indica que es preciso conocer la intensidad de la competencia, las estrategias que emplea y el estilo de liderazgo de sus directivos de acuerdo con la etapa del ciclo de vida de la industria. Según David (1997), la Matriz de Perfil Competitivo (MPC) es una herramienta útil para identificar a los principales competidores de una organización, así como sus fortalezas y debilidades, en relación con su posición estratégica. El propósito de esta matriz es señalar en qué situación se encuentra una organización respecto al resto de competidores. La matriz está basa en los factores clave de éxito 10 (FCE), que afectan a todos los competidores y son críticos para tener éxito en el sector industrial (D’Alessio, 2008). 4. Evaluación Interna, D’Alessio (2008) afirmó que la situación de algunas empresas ha sido ocasionada por una serie de factores que responden a un sistema defectuoso, pero que, no obstante, pueden ser controlados por la firma. Es así que, la evaluación del ciclo operativo está enfocada en encontrar estrategias para capitalizar las fortalezas y neutralizar las debilidades. El análisis AMOFHIT debe servir como soporte en la estrategia de la toma de decisiones, las áreas que deben ser evaluadas son: (a) administración y gerencia; (b) marketing y ventas; (c) operaciones y logística; (d) finanzas y contabilidad; (e) recursos humanos; (f) sistemas de información y comunicaciones; y (g) tecnología, investigación y desarrollo (D’Alessio, 2008). La Matriz de Evaluación de Factores Internos permite resumir y evaluar las principales fortalezas y debilidades en las áreas funcionales de un negocio. El desarrollo de esta matriz requiere de una lista de factores de éxito clave, los cuales deben ser identificados previamente en la evaluación interna. Finalmente, el número de fortalezas y debilidades deberá estar dentro de un rango de 10 hasta 20 factores de éxito (D’Alessio, 2008). Con todos los insumos recibidos de la evaluación interna y externa del sector se formulan las matrices que permitan determinar las estrategias necesarias para alcanzar la visión: 11 Matriz de Fortalezas, Oportunidades, Debilidades, y Amenazas (FODA), según Garrido (2006), ésta es una de las matrices más importantes y conocidas, pues a través de ella se buscan las diferentes combinaciones entre los factores internos (fortalezas y debilidades) y los factores externos (amenazas y oportunidades). Al respecto, David (1997) indicó que la matriz FODA o AODF es instrumento que genera cuatro tipos de estrategias sobre la base de las oportunidades (O), amenazas (A), fortalezas (F) y debilidades (D). De igual modo, la combinación entre ellas genera: (a) estrategias FO, que usan las fuerzas para aprovechar las oportunidades; (b) estrategias (DO), que superan las debilidades para aprovechar las oportunidades; (c) estrategias (FA), que utilizan las fuerzas para evitar las amenazas; y (d) estrategias DA, que reducen las debilidades y evitan las amenazas. Matriz de la Posición Estratégica y Evaluación de la Acción, Garrido (2006) señaló que esta herramienta permite determinar la apropiada postura estratégica de una organización porque presenta dos dimensiones internas: fortaleza financiera y ventaja competitiva (VC) y dos dimensiones externas: estabilidad del entorno (EE) y fortaleza de la industria (FI). Por su parte, David (1997) indicó que, según la organización, muchas variables podrían generar cada una de las cuatro posturas de la matriz PEYEA: (a) estrategia agresiva, con alta fortaleza financiera (FF) y alta fortaleza de la industria (FI); (b) estrategia competitiva, con alta fortaleza de la industria (FI) y baja estabilidad del entorno (EE); estrategia conservadora, con alta 12 fortaleza financiera (FF) y baja ventaja competitiva (VC); (c) estrategia defensiva, con baja estabilidad del entorno (EE) y baja ventaja competitiva (VC). Matriz Boston Consulting (BCG), es una matriz de portafolio, que presenta gráficamente las diferencias que existen entre las distintas divisiones. Asimismo, ayuda a determinar la posición competitiva de las divisiones o productos, en términos de su participación relativa del mercado y del crecimiento de las ventas de la industria. La matriz BCG tiene dos ejes: el eje X corresponde a la posición de la partición relativa de la industria, mientras que el eje Y corresponde al porcentaje del crecimiento del mercado (D’Alessio, 2008). La matriz BCG tiene definidos cuatro cuadrantes. El cuadrante I ubica las divisiones o productos signos de interrogación, con alta tasa de crecimientos de ventas pero baja participación de mercado. El cuadrante II contiene a las divisiones o productos estrellas, ubica productos que tienen alta tasa de crecimiento de ventas y alta tasa de participación de mercado. El cuadrante III contiene a las divisiones o productos vacas lecheras, que tienen alta participación en el mercado y con baja tasa de crecimiento de ventas. El cuadrante IV contiene a las divisiones o productos perros, que tienen baja participación en el mercado y con bajo crecimiento del mercado (D’Alessio, 2008, p. 310). Matriz Interna y Externa, es una matriz de portafolio porque en ella son graficadas cada una de las divisiones o productos de la 13 organización. Esta matriz es preparada a partir de los puntajes obtenidos en las matrices EFE (eje Y) y EFI (eje X) para cada división. Por todo ello, ofrece una mayor amplitud para reflejar y evaluar las complejidades de los negocios de una organización multidivisional (D’Alessio, 2008). Esta matriz se caracteriza por contar con tres regiones que sugieren estrategias diferentes: (a) región uno, la cual sugiere crecer y construir; (b) región dos, la cual recomienda retener y mantener a través de la administración de las utilidades; y (c) región tres, la cual sugiere cosechar o desinvertir recursos (D’Alessio, 2008). Matriz de la Gran Estrategia, esta matriz está basada en la situación de un negocio, la cual es definida en términos de crecimiento del mercado (rápido o lento) y de acuerdo con la posición competitiva de la empresa en dicho mercado –fuerte o débil– (D’Alessio, 2008). Al analizar estas dos variables, es posible categorizar a un negocio en uno de los cuatro cuadrantes: (a) Cuadrante uno, la empresa tiene una posición competitiva fuerte en un mercado de crecimiento rápido; (b) Cuadrante dos, posición competitiva débil en un mercado de crecimiento rápido; (c) Cuadrante tres, posición competitiva débil en un mercado de crecimiento lento; y (d) Cuadrante cuatro, posición competitiva fuerte en un mercado de crecimiento lento. Para cada uno de los cuatro cuadrantes se deben seguir estrategias sugeridas (D’Alessio, 2008, p. 324). 14 Matriz de Decisión, esta matriz corresponde a la tercera etapa de la formulación, en la cual todas las estrategias generadas en las matrices FODA, PEYEA, IE y GE se agrupan para conformarla. A través de ella es posible identificar las estrategias con un mayor número de repeticiones, las cuales no deben ser las genéricas alternativas, sino las específicas detalladas. Dichas estrategias deben ser calificadas según su relación con los factores clave de éxito, para lo cual será necesario escoger las que se repiten tres veces o más; las que no, deben dejarse como estrategias de contingencia (D’Alessio, 2008, p.332). Matriz Cuantitativa del Planeamiento Estratégico (MCPE), se usa como entradas a los resultados obtenidos en la primera y segunda etapa, y permite evaluar objetivamente a las estrategias posibles, ello sobre la base de la identificación previa de factores críticos de éxito interno y externo. Adicionalmente, esta matriz cuenta con las estrategias específicas generadas en las matrices FODA, PEYEA, IE, y GE (D’Alessio, 2008). Matriz de Estrategias, Objetivos de Largo Plazo, en esta matriz se debe verificar qué objetivos de largo plazo alcanzarán las estrategias finalmente retenidas. Se puede dar el caso de que alguna estrategia no logra ninguno de los objetivos, con lo cual se convertiría en una estrategia de contingencia adicional. Si durante la implementación, alguna de las estrategias retenidas presentara dificultades, se debe evaluar cuáles de las estrategias de contingencia del primer grupo podrían ejecutarse. 15 Matriz de Rumelt, esta matriz verifica si las estrategias seleccionadas cumplen los criterios de consistencia, consonancia, factibilidad y ventaja para ser aceptados. Matriz de Ética, esta matriz verifica si las estrategias seleccionadas cumplen los aspectos de los derechos, justicia y utilitarismo. 2.2 Implementación En la etapa de implementación se ejecutan las estrategias en base a los objetivos de corto plazo para paulatinamente llegar a los objetivos de largo plazo. En esta etapa se define como se realizará el plan estratégico. Los principales conceptos a desarrollarse en esta fase son: 1. Objetivos de Corto Plazo, que son las metas para lograr los objetivos de largo plazo. 2. Recursos, son las capacidades de la organización que se asigna a los objetivos de corto plazo para lograr las estrategias. 3. Políticas, son los límites para lograr los objetivos de corto plazo e implementar las estrategias. 4. Estructura organizacional, es como está organizado el sector para lograr sus objetivos. En la etapa de implementación es importante el liderazgo y la cultura organizacional para promover el cambio que plantea la etapa de formulación. Es importante utilizar herramientas de gestión como el benchmarking para comparar los recursos de la organización frente a sus competidores existentes o potenciales. 16 2.3 Control La etapa de control se realiza en todo el proceso estratégico para asegurar que se cumplan las metas y los objetivos trazados. El tablero de mando es una de las más conocidas herramientas de gestión que permiten controlar y identificar por medio de indicadores a través de cuatro perspectivas: financiera, cliente, proceso interno y aprendizaje de la organización. Todo el resumen del proceso estratégico se puede apreciar en la matriz del plan estratégico integral que ayuda al control y reajustar los cambios necesarios para lograr los objetivos. 17 Capítulo III Situación Actual Según el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) (2010), el crecimiento de la Economía peruana en los últimos años, así como las condiciones favorables de sus principales indicadores macroeconómicos para el futuro, han originado que el sector de transmisión de energía pueda operar con toda su capacidad para atender la creciente demanda de los sectores productivos. En este contexto, los sectores que demandan mayor energía son los de la minería e hidrocarburos, y los sectores industriales, principalmente. Tal es el caso de los proyectos de inversión pública y privada, los cuales ya han sido confirmados para el período 2010 y 2011, los mismos que se desarrollarán, sobre todo, en la sierra y en la selva, pues estas zonas son las que demandan más energía para acelerar su proceso de industrialización y desarrollo regional (BCRP, 2010a). Asimismo, se estima que el consumo eléctrico aumentará en 10% respecto al año 2009. Es así que, para atender esta demanda se requiere un incremento de 1,300 MW en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), para lo cual será necesario invertir US$1,000 millones en la construcción de nuevos proyectos de centrales térmicas y eléctricas de generación de energía (Lozano, 2010). Cabe precisar que se ha desatendido el problema de la falta de infraestructura y déficit energético en el Perú, tanto en los sectores de generación, transmisión y distribución, tal como lo demuestra la caída total de energía en seis departamentos del sur del país el 14 de enero de 2010. Esta coyuntura causó pérdidas económicas en las industrias, así como alarma en las poblaciones de Abancay, Cusco, Arequipa, Puno, Moquegua, y Tacna (Ochoa, 2010). 18 Así también, el fuerte incremento de la demanda y el desarrollo de la economía a una tasa de 9.8% durante el año 2008, evidenció la falta de infraestructura y una reserva energética deficitaria, por lo que se estima que la demanda de electricidad crecería hasta 8.0% en el Perú durante el año 2010, dado que un número mayor de empresas grandes y medianas han elevado sus requerimientos, como las mineras (Dammert, 2010). Todo ello es consecuencia de la falta de planificación de largo plazo para el sector energía, de la carencia de una visión del país hacia el futuro, así como de la falta de identificación de objetivos nacionales que orienten las decisiones de los gobiernos. Por esta razón, se plantea la necesidad de contar con un plan estratégico que oriente el desarrollo del sector para los próximos veinte años, sobre la base del potencial hidroeléctrico no aprovechado y de las grandes oportunidades generadas por la integración energética en Sudamérica, principalmente, con los países limítrofes (Butrón, 2009a). En el Perú, el sector minero es el que demanda mayor cantidad de energía, tanto para el desarrollo de sus operaciones como para la puesta en marcha de nuevos proyectos, tales como Toromocho, Las Bambas, Antapaccay, Tía María, entre otros. De este modo, se estima que el sector minería e hidrocarburos, para el período 2010 y 2011, alcanzará los US$13,383 millones en inversiones, lo cual representa el 59.2% del total en el Perú; mientras que la inversión eléctrica alcanzará el 8%, el sector industrial el 9% y la inversión en infraestructura 14%. En este contexto, se calcula que para el año 2030, la demanda de potencia eléctrica se triplicará, lo cual significa 13,000 MW adicionales a la capacidad 19 actual; mientras que los proyectos de generación eléctrica en etapa de ejecución de obras aportarán 2,578 MW hasta el año 2014 (BCRP, 2010a, p. 56-58). Así, para mantener el crecimiento económico de América Latina, será necesario un aumento de 144% en la capacidad de generación eléctrica hasta el año 2030. Esta situación supone que los países inviertan en la diversificación de fuentes de energía renovables: eólica, solar, geotérmica, entre las principales (Sánchez, 2009). Cabe mencionar que en la región existe una tendencia de retorno hacia los grandes proyectos hidráulicos como reacción ante la subida de los precios de los combustibles, así como consecuencia de la integración entre los países para complementar su demanda. Tal es el caso de Colombia, que exporta 500 MW a Ecuador; Brasil exporta 500 MW a Uruguay, y existen intercambios de emergencia de 100 MW entre Colombia y Venezuela; todo lo cual coloca al Perú como un potencial abastecedor de energía (Perroni, 2010). De este modo, es posible sostener que el Perú puede convertirse en un importante exportador de energía en la región, pues cuenta con un gran potencial hidroeléctrico y reservas de gas natural. No obstante, para alcanzar dicho objetivo será necesario atender una serie de factores: (a) captar grandes inversiones, (b) presentar buenos proyectos, (c) garantizar un marco regulatorio y legal estable, (d) alinearse con los asuntos medioambientales y sociales, (e) y establecer un entorno macroeconómico adecuado (Quijandría, 2010). Las inversiones en el sector eléctrico, tanto en la generación, transmisión y distribución, se sustentan en el crecimiento económico del país y este, a su vez, está basado en la producción y exportación de minerales. Así, debido a que China es el principal comprador de los metales peruanos, existe una correlación con el 20 crecimiento de la economía de dicho país asiático. De acuerdo con los reportes correspondientes, en China se ha estimado un crecimiento del producto bruto interno (PBI) de 9.2% para los años 2010 y 2011; mientras que para Estados Unidos este indicador alcanzaría el 3.1% y 2.9%, respectivamente. Si se confirman las proyecciones de ambos países, existiría una mayor viabilidad de los proyectos energéticos y eléctricos en el ámbito local. Las proyecciones de crecimiento del Perú para los años 2010 y 2011 son de 5.5%, y de América Latina y el Caribe son 3.5% y 3.7%, respectivamente, lo cual indicaría una mayor demanda de energía en la región –circunstancia que favorece a los proyectos energéticos y el retorno de la inversión– (BCRP, 2010a, p. 43). La primera exportación de energía eléctrica a Ecuador se realizó el 17 de noviembre de 2009, sobre la base del Decreto de Urgencia 109-2009 publicado el 13 de noviembre de dicho año, el cual autorizaba a Electroperú S.A., conjuntamente con el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), a suscribir contratos temporales de exportación de los excedentes de energía eléctrica con la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) de Ecuador, a través del enlace 220 kW Zorritos-Machala (COES, 2010a). Actualmente, Colombia exporta a Ecuador y Venezuela alrededor de 500 MW y 120 MW respectivamente, cifras que están basadas en las transacciones internacionales de electricidad y que representan el 4.4% de las necesidades de energía de Ecuador, lo cual genera un ingreso total de US$500 millones anuales para el Estado colombiano. 21 Como parte de este proceso, el Perú ha firmado un convenio de integración con Brasil para desarrollar estudios sobre el potencial de los proyectos hidroeléctricos para exportar energía a Brasil. Dichos tratados favorecerán los ingresos por canon hidroeléctrico a las localidades, se incrementaría la recaudación de la caja fiscal a través de impuestos a la renta y, principalmente, se aseguraría la construcción de centrales hidroeléctricas para el futuro (Dammert, 2010). Los agentes participantes en el sector electricidad son: (a) los promotores, Ministerio de Energía y Minas (MINEM), gobiernos regionales, y Proinversión; (b) reguladores del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), la Defensoría del Pueblo, el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI), y el COES; y (c) agentes directos, que representan a las compañías eléctricas de generación, transmisión, distribución y a sus clientes. Asimismo, el sector transmisión de energía está normado por la Ley de Concesiones Eléctricas 25844, a través de la cual el MINEM encarga a Proinversión la concesión de los proyectos por medio de subastas y licitaciones. Esto permite que se obtengan ingresos reglamentados por las entidades reguladoras, por plazos de 30 años. De esta manera, para impulsar el desarrollo del sector transmisión de energía es necesario establecer procedimientos claros en el otorgamiento de los derechos eléctricos por parte del MINEM, así como la elaboración e implementación de planes de transmisión que fomenten la competencia entre los agentes de acuerdo con las políticas, criterios y metodología del MINEM (MINEM, 2009a). 22 Según el Plan Referencial de Electricidad 2008-2017, publicado por el MINEM en marzo de 2010, la visión de la planificación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) respecto a las líneas de transmisión troncales está fundamentada en el diagnóstico, las estrategias y en el desarrollo estratégico. Es así que, el diagnóstico es evaluado bajo tres atributos: (a) la capacidad de transmisión, (b) la confiabilidad de equipos, y (c) la capacidad para interconexiones internacionales. Por su parte, la estrategia está basada en la adecuada identificación de los objetivos de largo plazo, y también contempla: (a) la definición de la metodología de orientación hacia el objetivo, (b) el criterio básico de planificación, y (c) el criterio básico de asignación de proyectos en el mercado (MINEM, 2010a). La responsabilidad de planificar el desarrollo de las líneas de transmisión de energía en el Perú corresponde al COES, el cual debe proponer al Estado, conjuntamente con el MINEM, el lanzamiento de nuevos procesos de licitación de líneas de transmisión necesarias para satisfacer demandas futuras. Por otro lado, los estudios relacionados con la planificación están sustentados en el Plan Referencial Eléctrico 2008-2017, el cual requiere de un estricto seguimiento para garantizar su cumplimiento, y evitar así el desabastecimiento eléctrico, tal como el ocurrido en la última década. Para el Centro Nacional de Planeamiento Estratégico (CEPLAN), la energía es fundamental para el planeamiento estratégico nacional. Por esta razón, es preciso analizar las perspectivas energéticas futuras y su relación con la disponibilidad del agua y otras fuentes renovables, a través de un comité multidisciplinario de profesionales y 23 funcionarios dedicados a la correcta identificación de los indicadores, las acciones estratégicas y los proyectos prioritarios (Zolezzi, 2009). 3.1. Panorama Actual del Sector Energía Eléctrica El sector eléctrico en el Perú está conformado por empresas privadas y públicas, que operan en tres importantes sectores: (a) generación eléctrica, (b) transmisión de energía, y (c) distribución de la energía eléctrica. Entre las empresas eléctricas más representativas en cada uno de los sectores referidos se tiene a 14 empresas de generación, de las cuales nueve pertenecen al sector privado y cinco al sector público; en el sector transmisión de energía son siete las empresas, todas ellas privadas; mientras que en el sector distribución, son 18: ocho privadas y 10 públicas. Las centrales eléctricas con capacidad de generación superior a 20 MW son 41, las que, en conjunto, alcanzan 5,585 MW, de los cuales 2,927 MW corresponden a 21 centrales hidroeléctricas y 2,658 MW a 20 centrales termoeléctricas, de las cuales seis son abastecidas con gas natural, lo que genera una capacidad de 1,719 MW (MINEM, 2009a). En 2009, la producción de energía eléctrica del sistema eléctrico interconectado nacional alcanzó 29,807.25 GWh, de los cuales 11,055.58 GWh (37.09%) correspondieron a una fuente térmica, y 18,751.67 GWh (62.91%) a una fuente hidráulica. La mayor productora de la fuente térmica es Enersur, con 3,927.93 GWh, y la menor es San Gabán, con 2.32 GWh. Para el caso de la fuente hidráulica, Electroperú S.A. es la mayor productora, con 7,048.89 GWh, y la menor es Gepsa, con 19.13 GWh, tal como se muestra en la Tabla 1. De la fuente térmica, por tipo de tecnología, la de mayor producción corresponde a turbo gas, 24 con 6,083.92 GWh (55.03%), seguido del ciclo combinado vapor-gas, con 3,260 GWh (29.49%). Entretanto, al turbo vapor y diesel le corresponden 1,462.54 GWh (13.23%) y 249.12 GWh (2.25%), respectivamente, tal como se muestra en la Tabla 2 (COES Sinac, 2010). Tabla 1 Producción de Energía Eléctrica del SEIN durante el Año 2009 Número Empresas Hidroeléctrica Termoeléctrica GWh % 1 Cahua 537.42 0 537.42 1.80 2 Corona 147.82 1.81 149.63 0.50 3 Edegel 4119.81 3682.47 7802.28 26.18 4 Eepsa 0 579.81 579.81 1.95 5 Egasa 674.11 68.81 742.92 2.49 6 Egemsa 757.68 0 757.68 2.54 7 Egenor 2131.68 77.05 2208.73 7.41 8 Egesur 102.26 0 102.26 0.34 9 Electroandes 1134.14 0 1134.14 3.80 10 Electroperú 7048.89 119.01 7167.9 24.05 11 Enersur 821.72 3927.93 4749.65 15.93 12 Kallpa Generación 0 1237.92 1237.92 4.15 13 San Gabán 733.75 2.32 736.07 2.47 14 Shougesa 0 132.88 132.88 0.45 15 Termoselva 0 1038.13 1038.13 3.48 16 Santa Cruz 22.49 0 22.49 0.08 17 SDF Energía 0 187.44 187.44 0.63 18 Chinango 500.59 0 500.59 1.68 19 Gepsa 19.13 0 19.13 0.06 20 Celepsa (2) 0.18 0 0.18 0.00 Total 18751.67 11055.58 29807.25 % 62.9 37.1 100.0 Nota. Tomado de “Estadística de Operaciones 2009,” por COES–SINAC, 2010a. 100.00 25 Tabla 2 Producción Termoeléctrica del SEIN por Tipo de Tecnología (2009) Número Tipo de tecnología GWh % 1 Turbo gas 6,083.92 55.0 2 Turbo vapor 1,462.54 13.2 3 Diesel 249.12 2.3 4 Ciclo combinado Total 3,260.00 11,055.58 29.5 100.0 Nota. Tomado de “Estadística de Operaciones 2009,” por COES–SINAC, 2010a. La transmisión de energía eléctrica en el Perú cubre, a través del SEIN, las regiones con tensión nominal de 220 kW, 138 kW y 60 kW; y en los próximos años incluirá la tensión de 500 kW, tal como lo indica la Tabla 3. En el año 2011 comenzarán a operar líneas de transmisión con 500 kW de tensión: Chilca– Planicie–Zapallal, con una extensión de 94 km; y Mantaro–Caravelí–Montalvo, con 761 km. Para el año 2013 empezarán a funcionar las líneas de transmisión Zapallal–Chimbote–Trujillo y Chilca–Marcona–Caravelí, tal como se observa en la Tabla 4 (MINEM, 2009a). Tabla 3 Longitud de Líneas de Transmisión del SEIN Sistema de líneas 220 kW Longitud en 1 2 km Circuito Circuitos Principal de 1450.9 transmisión Secundario de 3095.6 transmisión (a) 4546.5 Total Total 138 kW 1 2 Circuito Circuitos 1468.9 2919.8 400.6 0 2137.8 5233.4 2580.4 233 3606.7 8153.2 2981 233 Nota. Tomado de “Estadística de Operaciones 2009,” por COES – SINAC, 2010a. ª Considera el sistema secundario de REP y empresas generadoras. Total 66.33 kW Total 400.6 - 2813.4 1801.3 3214 1801.3 26 Tabla 4 Portafolio de Proyectos de Transmisión Año en operación 2011 2013 2014 2017 Línea de transmisión Medio Empresa ganadora Tensión kW Longitud km Inversión (MM US$) Chilca–Planicie–Zapallal Mantaro–Caravelí–Montalvo Proinversión Proinversión ISA Isonor 500 500 94 761 52 146 Carhuamayo–Paragsha– Conococha–Huallanca–Cajamarca Cerro Corona–Carhuaquero Proinversión Abengoa 220 697 106 Machupicchu–Cotaruse (2do circuito) Tintaya–Socabaya Independencia–Ica (2do circuito) Piura–Talara (2do circuito) Pomacocha–Carhuamayo Proinversión Proinversión MINEM Proinversión Proinversión Isonor Por definir Por definir Por definir Por definir 220 220 220 220 220 204 228 55 104 111 35 49 13 23 18 Zapallal–Chimbote–Trujillo Chilca–Marcona–Caravelí Zorritos–Talara (2do circuito) Onocora–Tintaya Proinversión Proinversión Proinversión Proinversión Por definir Por definir Por definir Por definir 500 500 220 220 505 580 137 75 200 218 29 15 Puno–Azángaro–Tintaya Carhuaquero–Chiclayo (2do circuito) Trujillo–Guadalupe (2do circuito) Chiclayo–Piura (2do circuito) Guadalupe–Chiclayo (2do circuito) Trujillo–Cajamarca (2do circuito) Ventanilla–Chavarria (4to circuito) Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir 220 220 220 220 220 220 220 240 83 103 211 84 137 11 52 19 23 44 19 29 4 Chavarria–Barsi (3er circuito) Ventanilla–Zapallal (3er circuito) Por definir Por definir Por definir Por definir 220 220 9 18 4 6 4,447 1,104 Total Nota. Tomado de “Perú Sector Eléctrico 2009,” por MINEM, 2009a. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BROCHURE%20electricidad%202009.pdf. 27 Tabla 5 Longitud de Líneas de las Principales Empresas de Transmisión en 2008 Número Nombre de empresa Tensión (kW) 220 138 60–69 50 < 223.2 Total Participación (km) % 371.1 2.4 1 Consorcio Energético Huancavelica S.A. 147.9 2 Consorcio Transmantaro 603 603 3.8 3 Eteselva S.R.L. 392 392 2.5 4 Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. 261.7 130.5 392.2 2.5 5 Etenorte S.R.L. 82.7 259.5 342.2 2.2 6 Red de Energía del Perú S.A.–REPSA 3,073.7 1,237.5 4,341.6 27.6 7 Red Eléctrica del Sur 427.8 427.8 2.7 8 Otros (a) 721.9 2,008.8 4,608.6 1,545.8 8,885.1 56.4 Total 5,710.7 3,636.3 4,862.2 1,545.8 15,755 100.0 30.4 Nota. Tomado de “Anuario Estadístico de Electricidad 2008,” por MINEM, 2009b. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=244. ª Corresponde a empresas del mercado eléctrico y de uso propio. Durante el año 2008, la longitud total del SEIN alcanzó los 15,755 km, siendo la empresa REPSA la de mayor participación, tal como se muestra en la Tabla 5 (MINEM, 2009b). Por su parte, la venta de electricidad durante marzo de 2010 alcanzó los 2,483 GWh, lo cual evidenció un incremento de 8.48% respecto a marzo de 2009. Dicha comercialización de energía eléctrica fue tanto libre como regulada y proyectó una venta anual de 30,000 GWh, tal como se muestra en la Tabla 6 (MINEM, 2010b). La distribución alcanzó durante el año 2008, los 27,003.3 GWh, con una facturación de US$2,212.03 millones, mostrando diferentes porcentajes de participación de las empresas. Tabla 6 Venta de Energía Eléctrica por Mercado y Tipo de Empresa Generación Distribución Libre GWh 884 146 Marzo 2009 Regulado GWh 0 1,258 Total GWh 884 1,404 Total 1,030 1,258 2,288 Empresas Libre GWh 975 159 Marzo 2010 Regulado GWh 0 1,348 Total GWh 975 1,507 1,134 1,348 2,482 Variación % 10.29 7.34 8.48 Nota. Tomado de “Avance estadístico del subsector eléctrico: Cifras de marzo 2010,” por MINEM, 2010b. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/novedadesSector.php?idSector=6 28 Tabla 7 Ventas de Energía Eléctrica a Clientes Finales (GWh) en 2008 Libre Empresas Regulado Total Participación % GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$ 10,708.55 714,668 0.00 0 10,708.55 714,668 39.66 32.31 Chavimochic (2) 0.00 0 8.56 875 8.56 875 0.03 0.04 Coelvisac 74.03 4,891 76.60 5,368 150.63 10,259 0.56 0.46 Edecañete 11.37 680 71.01 6,554 82.38 7,234 0.31 0.33 Edelnor 929.05 52,543 4,213.97 388,618 5,143.02 441,161 19.05 19.94 Electro Oriente (2) 0.00 0 332.44 47,493 332.44 47,493 1.23 2.15 Electro Pangoa 0.00 0 1.51 214 1.51 214 0.01 0.01 Electro Puno 19.83 2,269 177.13 20,398 196.96 22,667 0.73 1.02 Electro Sur Este 61.50 4,233 295.62 37,769 357.12 42,002 1.32 1.90 Electro Sur Medio 33.82 2,954 514.70 45,216 548.53 48,170 2.03 2.18 Electro Tocache 0.00 0 11.63 1,192 11.63 1,192 0.04 0.05 Electro Ucayali 9.11 636 163.85 15,799 172.96 16,435 0.64 0.74 101.84 5,144 499.14 62,156 600.98 67,300 2.23 3.04 Electronoroeste 5.64 696 737.58 64,977 743.22 65,673 2.75 2.97 Electronorte 30.35 1,863 473.89 49,124 504.24 50,987 1.87 2.30 Electrosur 0.00 0 260.23 25,223 260.23 25,223 0.96 1.14 Emsemsa 0.00 0 8.99 1,040 8.99 1,040 0.03 0.05 Emseusa 0.00 0 7.63 1,111 7.63 1,111 0.03 0.05 Hidrandina 29.61 1,862 1,135.93 111,340 1,165.53 113,202 4.32 5.12 Luz del Sur 380.61 24,405 4,952.90 444,810 5,333.51 469,215 19.75 21.21 Seal 41.97 3,073 617.78 62,012 659.75 65,085 2.44 2.94 Sersa 0.00 0 4.98 827 4.98 827 0.02 0.04 1,728.71 105,249 14,566.07 1’392,116 16,294.78 1’497,365 60.34 67.69 12,437.26 819,917 14,566.07 1’392,116 27,003.33 2’212,033 100.00 100.00 46.1% 37.1% 53.9% 62.9% 100.0% 100.0% Generadoras Electrocentro Distribuidoras Total Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a. 29 Es así que, las empresas que mayor participación han obtenido en ventas y facturación son Luz del Sur y Edelnor: la primera alcanzó 19.8% y 21.2%, y la segunda 19% y 19.9%. Contrariamente, Electro Pangoa fue la que tuvo menor participación (0.01% en ambos rubros), tal como se muestra en la Tabla 7. Es importante determinar que el nivel de facturación y ventas respecto a la interconexión, el nivel de tensión y el tipo de uso de la energía distribuida, son aspectos fundamentales para la evaluación actual, tal como se muestra en la Tabla 8. En relación con la venta de energía y facturación por departamentos, Lima es el de mayor participación en ambos rubros; mientras que Apurímac y Madre de Dios presentan los niveles más bajos de participación, tal como se indica en la Tabla 9 (OSINERGMIN, 2009a). Tabla 8 Ventas y Facturación por Interconexión, Nivel de Tensión y Tipo de Uso Concepto Libre Regulado Total Participación % GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$ SEIN Sistemas aislados 12,437.26 0.00 819,918 0 14,076.27 489.80 1’321,597 70,519 26,513.53 489.80 2’141,515 70,519 98.2 1.8 96.8 3.2 Total 12,437.26 819,918 14,566.07 1’392,116 27,003.33 2’212,034 100.0 100.0 Muy alta tensión Alta tensión Media tensión Baja tensión 7,063.38 2,066.37 3,307.52 0.00 487,431 118,601 213,886 0 0.00 70.70 4,982.04 9,513.32 0 4,022 318,924 1’069,170 7,063.38 2,137.07 8,289.56 9,513.32 487,431 122,623 532,810 1’069,170 26.2 7.9 30.7 35.2 22.0 5.5 24.1 48.3 Total 12,437.26 819,918 14,566.07 1’392,116 27,003.33 2’212,034 100.0 100.0 Alumbrado público Comercial Residencial Industrial 0.00 0.00 0.00 12,437.26 0 0 0 819,918 676.44 5,199.28 6,250.88 2,439.48 72,044 421,032 699,588 199,453 676.44 5,199.28 6,250.88 14,876.74 72,044 421,032 699,588 1’019,371 2.5 19.3 23.1 55.1 3.3 19.0 31.6 46.1 Total 12,437.26 819,918 14,566.07 1’392,117 27,003.33 2’212,035 100.0 100.0 Por interconexión Por nivel de tensión Por tipo de uso Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a. 30 Tabla 9 Venta de Energía y Facturación según Departamentos Departamentos Libre Regulado Total Participación % GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$ GWh Miles US$ 1,056.93 30.57 1,531.24 0 50,785 2,349 65,450 61.25 387.08 38.90 617.78 8,074 37,725 5,030 62,012 61.25 1,444.01 69.47 2,149.02 8,074 88,510 7,379 127,462 0.2 5.3 0.3 7.9 0.4 4.0 0.3 5.8 Ayacucho Cajamarca Cusco Huancavelica 11.65 578.56 438.46 185.40 883 25,388 14,806 10,664 73.40 123.45 229.37 28.32 8,579 14,421 27,191 3,717 85.05 702.00 667.83 213.72 9,462 39,809 41,997 14,381 0.3 2.6 2.5 0.8 0.4 1.8 1.9 0.7 Huánuco Ica Junín La Libertad Lambayeque Lima 16.36 964.65 976.58 427.19 30.35 3,788.67 673 72,426 60,211 19,713 1,863 202,869 85.40 578.95 252.38 656.34 398.29 9,250.83 11,488 49,283 31,052 62,635 38,643 841,428 101.76 1,543.60 1,228.95 1,083.52 428.64 13,039.50 12,161 121,709 91,263 82,348 40,506 1’044,297 0.4 5.7 4.5 4.0 1.6 48.2 0.6 5.5 4.1 3.7 1.8 47.2 Loreto Madre de Dios Moquegua Pasco Piura Puno San Martín Tacna Tumbes Ucayali 0.00 0.00 1,622.72 476.73 133.58 149.24 9.27 0.00 0.00 9.11 0 0 245,606 25,673 6,889 12,480 554 0 0 636 260.97 27.36 73.19 69.17 613.86 177.13 142.08 187.04 123.72 163.85 29,578 5,547 7,977 8,380 54,232 20,398 19,935 17,246 10,745 15,799 260.97 27.36 1,695.91 545.91 747.44 326.37 151.35 187.04 123.72 172.96 29,578 5,547 253,583 34,053 61,121 32,878 20,489 17,246 10,745 16,435 1.0 0.1 6.3 2.0 2.8 1.2 0.6 0.7 0.5 0.6 1.3 0.3 11.5 1.5 2.8 1.5 0.9 0.8 0.5 0.7 Total 12,437.26 819,918 14’620.067 1’391,115 27,057.33 2’211,033 100.0 100.0 Amazonas Ancash Apurímac Arequipa Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a. 31 El sector eléctrico tiene grandes expectativas de crecimiento para los próximos años debido a las inversiones proyectadas en la generación eléctrica de energía, especialmente hidráulica, las cual es más rentable y preserva adecuadamente las reservas de gas natural. Entre ellas están: (a) Central Hidroeléctrica de Inambari, concesionada por la Empresa de Generación Eléctrica Amazonas Sur S.A.C., con 1,500 MW de capacidad, ubicada en Cusco, Puno y Madre de Dios; (b) Central Hidroeléctrica de Paquitzapango, concesionada por Paquitzapango Energía S.A.C., con 1,379 MW de capacidad, ubicada en Junín; (c) Central Hidroeléctrica Santa María, concesionada por Energía Azul S.R.L., con 750 MW de capacidad, ubicada en Ayacucho y Apurímac; y (d) Central Hidroeléctrica Veracruz, concesionada a la Compañía Energética Veracruz S.A.C., con una capacidad de 730 MW, ubicada en Cajamarca y Amazonas (MINEM, 2009c). En relación con el proyecto de Inambari, Egasur –conformada por las empresas brasileñas OAS, Furnes y Eletrobras– solicitará la prórroga de la concesión temporal que mantiene actualmente y que vence el 23 de junio de 2010. Anteriormente, no se pudo llegar a un acuerdo debido a diferencias con la población (Miguel, 2010). Respecto al sector transmisión, se proyecta en el plan transitorio de transmisión una inversión de US$1,104 millones para la implementación de nuevas líneas de transmisión entre el período 2011–2017, entre las que destacan las de 500 kW debido a su mayor capacidad. Dentro de los proyectos registrados en el plan referencial de electricidad, se prevé una inversión de US$1,823 millones para el período 2017–2028, tal como se observa en la Tabla 10. Cabe añadir que los proyectos de transmisión pueden operar bajo un sistema garantizado o bajo un sistema complementario. El sistema garantizado está definido por el plan de transmisión y es otorgado mediante licitación o subasta 32 pública; el sistema complementario parte de la iniciativa privada o de planes regionales (MINEM, 2010a). 3.2. Perspectivas de Crecimiento del Sector de Energía Eléctrica En el plan referencial de electricidad se ha proyectado hasta el año 2027 la demanda de energía y potencia según tres contextos posibles: el optimista, el medio y el conservador; cada uno con su respectiva tasa de crecimiento, tal como se muestra en las Figuras 3 y 4. Las tasas de crecimiento optimistas corresponden a 6.32% para la demanda de energía y a 6.53% para la de potencia, con lo cual se proyecta el comportamiento de la demanda para los próximos 20 años. Según el cálculo hecho, se proyecta una demanda anual de energía de 92.91 mil GWh, así como una demanda de potencia de 13.97 GW para el año 2027, tal como se aprecia en la Tabla 11 (MINEM, 2010a). De este modo, la proyección de la demanda se sustenta en el crecimiento de la economía y en las implementaciones de proyectos mineros, de irrigación, industriales e inmobiliarias. Entre dichos proyectos destacan Toromocho en Junín y las ampliaciones en Cajamarquilla, Southern y Cementos Yura; así también, se tiene a las Minas Conga, Michiquillay y Galeno, entre otras importantes inversiones que demandarán una potencia de 2,500 MW hasta el año 2017 (MINEM, 2010). La inversión pública creció 25.9% durante el año 2009 y se espera un crecimiento de 19.8% y 6% para los años 2010 y 2011; mientras que para el PBI se proyecta una tasa anual de 5.5% para el mismo período, proyectándose un fuerte crecimiento de la expansión de la electrificación rural en el país (MINEM, 2009d). Adicionalmente, el plan rural de expansión eléctrica, que desde el año 2006 ha llevado energía a 4,200 localidades rurales y tiene previsto alcanzar las 10,000 hacia fines de 2010, y ha electrificado, solo en Puno 2,200 poblados, ha beneficiado a 400,000 peruanos (García, 2010). 33 Tabla 10 Plan de Inversión en Transmisión de Energía, Período 2017– 2028 Año en operación Líneas de transmisión Inversiones 2018–2027 Tensión kW Longitud km Inversión (MM US$) 2019 Paquitzapango–Sumabeni–Campo Armiño (doble circuito) 500 170 139 2021 Inambari–Urubamba–Sumabeni–Campo Armiño (doble circuito) 500 590 443 500 500 500 500 500 400 324 270 48.5 29 150 247 105 54 40 220 220 35.1 107 11 23 2022 Trujillo Norte–Piura Oeste Campo Armiño–Zapallal (doble circuito) Campo Armiño–Chilca Chilca–San Juan (doble circuito) Zapallal–Ventanilla–Chavarria (doble circuito) Pomacocha–Pachachaca–Oroya Nueva (segundo circuito) Socabaya–Montalvo (3er circuito) 2023 Manseriche–Piura Oeste (doble circuito) 500 430 321 2025 Urubamba–Sumabeni–Campo Armiño 500 240 104 2027 Marcona–Caravelí San Juan–Santa Rosa–Chavarria Chiclayo Oeste–Derivación Olmos (tercer circuito) Onocora–Machupicchu 500 500 220 220 220 34.6 106 211 87 32 23 44 3,215.2 1,823 Total Nota. Tomado de “Plan Referencial de Electricidad 2008-2027,” por MINEM, 2010a. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=280. 34 Tabla 11 Proyección de la Demanda de Energía y Potencia para el SEIN Escenario Demanda Optimista Potencia Unidades Energía miles GWh Tasa Medio Conservador Potencia GW Energía Miles GWh Potencia GW Energía Miles GWh 6.32% 6.53% 5.74% 5.97% 5.14% 5.38% 2008 2009 29.00 30.83 4.20 4.47 29.00 30.66 4.20 4.45 29.00 30.49 4.20 4.43 2010 2011 2012 2013 32.78 34.85 37.06 39.40 4.77 5.08 5.41 5.76 32.42 34.29 36.25 38.33 4.72 5.00 5.30 5.61 32.06 33.71 35.44 37.26 4.66 4.92 5.18 5.46 2014 2015 2016 2017 2018 2019 41.89 44.54 47.35 50.34 53.52 56.91 6.14 6.54 6.97 7.42 7.91 8.42 40.54 42.86 45.32 47.92 50.67 53.58 5.95 6.30 6.68 7.08 7.50 7.95 39.17 41.19 43.31 45.53 47.87 50.33 5.75 6.06 6.39 6.73 7.09 7.47 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 60.50 64.33 68.39 72.71 77.31 82.20 87.39 92.91 8.97 9.56 10.18 10.85 11.56 12.31 13.11 13.97 56.66 59.91 63.35 66.99 70.83 74.90 79.20 83.74 8.42 8.93 9.46 10.02 10.62 11.26 11.93 12.64 52.92 55.64 58.50 61.51 64.67 67.99 71.49 75.16 7.88 8.30 8.75 9.22 9.71 10.24 10.79 11.37 GW Nota. Tomado de “Plan Referencial de Electricidad 2008-2027,” por MINEM, 2010a. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=280 Por su parte, el acuerdo binacional establecido entre Perú y Brasil cuenta con cinco proyectos de centrales hidroeléctricas con una potencia de 6,673 MW; entre ellos Inambari, la cual generaría 2,200 MW. Estos proyectos pueden ser ventajosos y beneficiar al país en diferentes aspectos del desarrollo nacional, dado que una integración energética apunta a mejorar los niveles de sustentabilidad con 35 un concepto amplio de desarrollo y mediante un enfoque de complementariedad (Paúcar, 2010). Cabe señalar que existe una fuerte oposición al proyecto de Inambari, pues será necesario reubicar a 3,400 colonos de la zona, se inundarán 27 centros poblados de San Gabán, serán embalsadas 410,000 hectáreas de bosques, serán afectados 65 km del tramo IV de la Carretera Interoceánica y, finalmente, se pondrá en riesgo el ecosistema del Parque Nacional de Bahuaja-Sonene (Sánchez, 2010). Los estimados indican que, para el año 2030, la demanda de potencia se triplicará y serán necesarios 13,000 MW adicionales para satisfacerla, ya que las centrales eléctricas concesionadas alcanzan únicamente 2,578 MW, potencia que solo podrá cubrir los requerimientos de energía hasta el año 2016 (BCRP, 2010). Figura 3. Curva de crecimiento de la potencia según tres contextos hasta el año 2027. Tomado de “Plan Referencial de Electricidad 2008-2027,” por MINEM, 2010a. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=280. 36 Figura 4. Curva de crecimiento de la energía según tres contextos hasta el año 2027. Tomado de “Plan Referencial de Electricidad 2008-2027,” por MINEM, 2010a. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=280. Tal como sucede en cualquier sector, existen dificultades que deben enfrentarse. En diciembre de 2009, el MINEM rescindió el contrato de concesión (valorado en US$319 millones) a la empresa Isonor de España, pues se solicitó la postergación del mismo por 18 meses debido a la falta de financiamiento, con ello se agudiza el problema de sobrecarga existente como en el sur del Perú, tal como se puede apreciar en la Figura 5. Como consecuencia, se canceló el diseño, construcción y mantenimiento de dos líneas de transmisión: Mantaro–Caravelí– Montalvo de 760 km y 500 kW de tensión, y Machu Picchu–Cotaruse de 200 km y 220 kW de tensión (Cámac, 2010). Así también, existe una fuerte resistencia al proyecto Tía María, ubicado en la provincia de Islay, Arequipa, debido al temor de los agricultores a quedar desabastecidos de agua en el valle del Tambo, ya que el proyecto consume siete millones de metros cúbicos de agua. Para resolver este 37 problema, ha sido creada una mesa técnica conformada por un integrante del Ministerio del Ambiente, por cinco miembros de la sociedad civil y por cinco representantes de la empresa Southern Perú Cooper Corporation, para que en un plazo de 90 días se emita un informe con los acuerdos que conduzcan a la solución definitiva del problema (Velásquez, 2010). Figura 5. Sobrecarga del SEIN en el sur del Perú. Tomado de “Mashup de fuentes de energía para el Sur de Perú,” por Barreda, 2007. Recuperado de http://www.geographos.com/BLOGRAPHOS/articulos/Energia%20sur%202.jpg. Es así que los aspectos relacionados con la responsabilidad empresarial deben ser considerados durante el proceso de elaboración de los estudios de impacto ambiental en las zonas de influencia. De igual manera, debe prevalecer una adecuada comunicación con las autoridades, comunidades y pobladores. 3.3 Conclusiones Existe una relación entre las proyecciones de crecimiento de la economía peruana y el nivel de inversión en los proyectos energéticos destinados a atender una mayor demanda industrial, comercial y residencial. Esto deberá ser 38 complementado con el proceso de integración regional, el cual permitirá exportar energía a los países vecinos, tal como se hizo con Ecuador a través de un decreto de urgencia, con Brasil mediante los megaproyectos evaluados recientemente y con Chile, país que desde hace algunos años tiene un déficit energético. Asimismo, el uso del gas natural como fuente para las generadoras termoeléctricas, conjuntamente con los proyectos de generación de energía renovable, ofrecen al inversionista nacional o extranjero muchas y mayores oportunidades de desarrollo. Finalmente, es prioritario atender los efectos sociales de los proyectos de transmisión eléctrica, pues se debe considerar el impacto ambiental que pueda ocasionar su implementación: la contaminación de las aguas de río, la deforestación de los bosques, la reducción de agua para los cultivos, entre otros. Entretanto, las consecuencias inevitables obligan a los inversionistas a compensar esta situación mediante la construcción de represas para el almacenamiento de agua, la reforestación de zonas vulnerables y la construcción de nuevas viviendas para los pobladores que deben abandonar las zonas donde se lleva a cabo el proyecto (como es el caso del proyecto minero Toromocho en Junín). En estos casos, le corresponde al Gobierno normar y regular al sector de energía, de tal forma que se fomente la inversión y que, al mismo tiempo, se proteja el equilibrio del medio ambiente y de las comunidades. 39 Capítulo IV Visión, Misión, Valores y Código de Ética 4.1 Visión El sector de transmisión eléctrico es estratégico debido a su importancia en el desarrollo y crecimiento de la industria. Por tal motivo, su visión debe definir lo que se desea lograr en el largo plazo. La revisión de las visiones de las principales empresas nacionales e internacionales de este sector en la región permitió analizar a cuatro de ellas en el Perú y a tres organizaciones de los otros países en el resto de Sudamérica, para determinar si todas ellas cumplían con las siete características antes expuestas (D’Alessio, 2008). Así, en el ámbito nacional se evidencia la falta de determinación del plazo para alcanzar la visión y el sentido de urgencia. Asimismo, las organizaciones carecen de una idea clara de hacia dónde se quiere llegar, excepto la transnacional REP (Grupo ISA), tal como se puede apreciar en la Tabla 12. Respecto al entorno regional sudamericano, la empresa Chilectra no ha mostrado un horizonte de tiempo, mientras que Eletrobras no indica un alcance geográfico preciso debido a que su estrategia se concentra únicamente en Brasil. Contrariamente, el Grupo ISA sí tiene una visión muy clara y definida en todos sus aspectos organizativos, lo cual es resumido en la Tabla 14. A partir de este contexto, se plantea la siguiente visión: en el año 2030, el sector de transmisión eléctrico deberá contar con una infraestructura que le permita transmitir 150,000 GWh anual de manera óptima para atender la demanda 40 interna y externa, satisfaciendo altos niveles de competitividad en términos de calidad, confiabilidad y costo, respetando el medio ambiente y las comunidades. 4.2 Misión La misión debe definir la razón de ser del sector de transmisión eléctrico; es decir, debe concentrar todo aquello que sea necesario para lograr el éxito y, asimismo, debe estar alineada con la visión. Tal como en el caso de la visión, la revisión de las misiones de las principales empresas nacionales e internacionales de este sector en la región permitió analizar a cuatro de ellas en el Perú y a tres organizaciones de los otros países en el resto de Sudamérica, para determinar si todas ellas cumplían y aplicaban adecuadamente con los nueve componentes de la misión (Pearce, 1982). Así, en el ámbito nacional destacan dos empresas: REP y Redesur, las cuales cumplen con los requisitos que definen adecuadamente una misión; mientras que Abengoa sigue dichos lineamientos en menor medida, tal como se puede observar en la Tabla 13. Respecto al ámbito regional, se ha detectado que las tres principales empresas del sector no cumplen con el requisito de la preocupación por sus empleados, tal como se puede observar en la Tabla 15. Sobre la base de este contexto, se plantea la siguiente misión: El sector de transmisión eléctrico en el Perú debe abastecer de energía eléctrica a todos los consumidores en el mercado peruano mediante una eficiente gestión de mejora continua. Ello garantizará la satisfacción de las necesidades de los consumidores, inversionistas y del Estado, todo lo cual evidenciará un alto compromiso con la responsabilidad social corporativa y con la preservación del medio ambiente. 41 4.3 Valores En suma, los valores que deben dirigir la marcha y las decisiones del sector de transmisión eléctrico son: 1. Ética: Carácter moral de nuestros actos en tanto estén encaminados hacia el bien individual o colectivo. Un pensamiento ético genera actitudes y acciones limpias. 2. Innovación: Permanente identificación e implementación de acciones en procura del logro de los resultados, a partir de soluciones innovadoras y creativas. 3. Flexibilidad: Disposición para asimilar, entender y acoplarse a los continuos cambios del entorno, la existencia de eventualidades e imprevisiones. 4. Excelencia: Cumplimiento con los estándares de calidad en la prestación de los servicios que lleve a un relacionamiento basado en la confianza con los clientes y proveedores. 5. Compromiso: Para cumplir con los contratos establecidos y las responsabilidades asumidas con la sociedad. 6. Responsabilidad Social: Compromiso con la búsqueda de una mejor calidad de vida para sus empleados, sus familias, el medio ambiente y la sociedad en general. 4.4 Lineamientos Éticos Los lineamientos éticos del sector de transmisión eléctrico deben cumplir con lo siguiente: 42 1. Respetar y cumplir los contratos y las normas vigentes del país con el fin de crear un clima de mutua confianza en el sector. 2. Respetar los derechos, pensamientos, principios y costumbres de todas las personas que trabajan en el sector. 3. Brindar seguridad a la vida e integridad física de las personas que realizan trabajos de alto riesgo en el mantenimiento de las redes del sector. Para lograr este propósito, se debe cumplir con todas las normas y estándares internacionales de seguridad referentes a la actividad diaria de mantenimiento de la infraestructura de transmisión de energía. 4. Optimizar los recursos para cumplir con los objetivos de forma eficiente y, de esta manera, lograr la disminución del impacto ambiental. 5. La información debe ser veraz y transparente, además, debe estar alineada con los valores de la organización para que las empresas puedan competir en igualdad de condiciones. 6. El logro de los objetivos empresariales debe ser compatible con el cumplimiento de la responsabilidad social corporativa para mantener la armonía de todos los stakeholders del sector. 7. Mantener todos los activos de transmisión eléctrico en óptimo estado para brindar seguridad a las comunidades aledañas y, con ello, preservar el medio ambiente. 43 8. Respetar a las entidades de supervisión del sector, tales como OSINERGMIN, COES y el MINEM. 44 Tabla 12 Visión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en el Perú Empresa Visión (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) Simple, clara Ambiciosa, Definida en Proyectada a Conocida Crea un Idea clara y convincente y un horizonte un alcance por todos sentido de desarrollada: comprensible realista de tiempo geográfico urgencia adónde desea ir la organización Para 2011, ser la empresa líder en la gestión de sistemas de REP transmisión de energía eléctrica en el Perú, siendo reconocidos como modelo en Gestión y Responsabilidad Social Empresarial. Ambiciosa X X Perú Somos una empresa generadora que suministra electricidad y brinda soluciones energéticas innovadoras, aplicando las mejores prácticas X X X Busca No definida No específica crecimiento No específica Perú X X No definida No definida X No definida Perú Enersur en beneficio de nuestros trabajadores, clientes y accionistas, No clara contribuyendo al progreso de las comunidades donde operamos. Llegar a ser un referente mundial en el desarrollo de soluciones Abengoa X X tecnológicas innovadoras para el desarrollo sostenible. Ser el referente en el sector eléctrico del Perú: referente en la prestación de un servicio de transmisión de calidad; referente en el Redesur impulso de nuevos proyectos de integración eléctrica dentro del Busca mercado andino; referente en la gestión empresarial; y referente en la crecimiento formación y desarrollo del personal. 45 Tabla 13 Misión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en el Perú Empresa Misión (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) Cliente – Productos: Mercados Tecnologías Objetivo Filosofía Auto Preocupación Preocupación consumidores bienes o supervivencia, concepto por la imagen por los servicios crecimiento, y pública empleados rentabilidad REP Enersur Abengoa Redesur Ser una empresa líder, en permanente expansión de su oferta de generación eléctrica. Satisfacer las necesidades de transporte de electricidad del mercado eléctrico peruano con instalaciones de transmisión, transformación y la prestación de un servicio que asegure la máxima disponibilidad, mediante una gestión de mejora continua, que logre las expectativas de nuestros accionistas, la conservación del medio ambiente, la integridad social y la seguridad y desarrollo del personal. Abengoa es una empresa tecnológica que aplica soluciones innovadoras para el desarrollo sostenible en los sectores de infraestructuras, medio ambiente y energía, aportando valor a largo plazo a sus accionistas desde una gestión caracterizada por el fomento del espíritu emprendedor, la responsabilidad social, la transparencia y el rigor. Satisfacer las necesidades de transporte de electricidad del mercado eléctrico peruano con instalaciones de transmisión, transformación y la prestación de un servicio que asegure la máxima disponibilidad, mediante una gestión de mejora continua, que logre las expectativas de nuestros accionistas, la conservación del medio ambiente, la integridad social y la seguridad y desarrollo del personal. X X X X X X X X X 46 Tabla 14 Visión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en Sudamérica Empresa Visión (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) Simple, clara y Ambiciosa, Definida en Proyectada Conocida Crea un Idea clara convincente y un horizonte a un alcance por todos sentido de desarrollada: urgencia adónde desea ir comprensible realista de tiempo geográfico la organización En el año 2016 el GRUPO ISA será una corporación de ISA-Colombia negocios de US$3,500 millones de ingresos, de los cuales el 80% serán generados fuera de Colombia. X X Ambiciosa La misión de Transelec es liderar en el desarrollo del sistema eléctrico nacional, expandiendo en forma X TRANSELEC-Chile sustentable y eficiente el sistema de transmisión y mejorando rentable y continuamente la seguridad de No definida energía eléctrica a lo largo de todo el país. En el año 2020, el sistema más grande de la empresa global de energía limpia, con rentabilidad comparable a ELETROBRAS-Brasil las de las mejores empresas en el sector de la No definida electricidad. 47 Tabla 15 Misión de las Principales Compañías del Sector de Transmisión de Energía en Sudamérica Empresa Misión (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) Cliente - Productos: Mercados Tecnologías Objetivo Filosofía Auto consumidores bienes o supervivencia servicios , crecimiento, concepto (8) (9) Preocupación Preocupación por la imagen por los pública empleados y rentabilidad Nuestra misión como grupo empresarial es el desarrollo de mercados mediante el diseño, X X X X X construcción y operación de sistemas de infraestructura lineal. ISA-Colombia Actuamos en un marco de relaciones equilibradas entre las empresas de ISA y sus partes interesadas para agregar valor, generar confianza y contribuir al desarrollo sostenible de las sociedades donde se tiene presencia. La misión de Transelec es liderar en el desarrollo del sistema eléctrico nacional, expandiendo en forma TRANSELEC-Chile sustentable y eficiente el sistema de transmisión y mejorando rentable y continuamente la seguridad de energía eléctrica a lo largo de todo el país. ELETROBRAS -Brasil Actuar en los mercados de energía de forma integrada y rentable y sostenible. 48 Capítulo V Evaluación Externa 5.1 Análisis Tridimensional de Hartmann A continuación, en la Figura 6 se presenta el modelo del análisis tridimensional, el cual señala los principales aspectos que deben ser considerados en la etapa de relacionamiento con los demás países. Esto, para el caso del sector transmisión, implica el estudio de las variables internas y externas que impactan en el crecimiento y en el desarrollo del sector. Figura 6. Análisis tridimensional de Hartmann. Tomado de “Análisis tridimensional de Hartmann,” por Hartmann, 1978, citado en D’Alessio, 2008. Así, en los intereses nacionales se encuentran varios aspectos contrapuestos de acuerdo con los grupos de poder o de interés. De este modo, el Gobierno intenta establecer los mejores contextos para la inversión en líneas de transmisión; sin embargo, 49 siempre habrá fuerzas antagónicas, especialmente, en los períodos electorales. A esta coyuntura también se deben sumar las aspiraciones mal dirigidas de los pueblos indígenas y de las municipalidades, lo cual dificulta las negociaciones en la etapa de construcción de la infraestructura. Por ello, el trazado más corto no siempre es factible debido a los diferentes obstáculos que supone la ubicación de las propiedades que deben ser atravesadas. En suma, los principales obstáculos son: (a) los arqueológicos, (b) la topografía, (c) los temas de protección de la naturaleza, y (d) la propiedad que es manejada por la servidumbre. Por otra parte, el crecimiento económico de los países que colindan con el Perú, principalmente Chile y Brasil, dependen de una continua fuente de provisión de energía, la cual puede ser atendida sin problemas si se considera el potencial hidroeléctrico del país (América Economía, 2010). Sin embargo, esta posibilidad técnica constituye un importante impacto en el equilibrio actual del mercado energético peruano, cuya máxima demanda, hasta la fecha, ha llegado a 4500 MW. Asimismo, hay otros factores que podrían desestabilizar el equilibrio actual del mercado local, como por ejemplo, el crecimiento escalonado de la generación de energía de Brasil. Esta situación se evidencia con la implementación de la Central Hidroeléctrica de Inambari, la cual está presupuestada para 2000 MW. Por este motivo, es importante revisar los temas de la regulación y de la integración técnica. Adicionalmente, respecto a los precios y tiempos de compromiso para el pago de la inversión, se deben considerar los valores estimados de la energía que se lleva Brasil como parte de pago. Del mismo modo, deben ser analizadas las eficiencias que son generadas y destinadas a las represas en el territorio brasileño, gracias a la mayor disponibilidad de agua proveniente de las represas aguas arriba. Finalmente, todos estos aspectos, que 50 aparentemente solo corresponden al tema de la generación, tendrán un gran impacto negativo en las posibles soluciones que se planifiquen para la transmisión de energía en el Perú. Esta situación será consecuencia de los conflictos sociales que pudieran radicalizarse, así como de las dificultades técnicas que implica la construcción de una línea de 750 kW en una zona de territorios inestables y remotos (Agencia Andina, 2009g). 5.2 Diamante de la Competitividad del Perú El Perú es un país muy diverso en todos los aspectos; entre ellos, los más relevantes para este estudio son: (a) el geográfico; (b) el socioeconómico; (c) el ambiental; (d) el arqueológico; (e) el correspondiente a los procesos administrativos del Estado; y (f) los intereses políticos, los cuales generan posiciones y grupos de interés que, en muchos casos, ocasionan retrasos y hasta posibles cancelaciones de inversión – tal como sucede en el proyecto Tía María– (Gestión, 2010a). Ante este contexto, se tomará como base al Diamante de Competitividad de Porter para esquematizar la competitividad del sector transmisión, tal como se muestra en la Figura 7. ESTRATEGIA, ESTRUCTURA Y RIVALIDAD DE LAS EMPRESAS Rol de las empresas Licitaciones de Proinversión Marco regulatorio Financiamiento en tiempo de crisis Competencia oligopólica CONDICIONES DE LOS FACTORES CONDICIONES DE LA DEMANDA Generación eléctrica en ciclo combinado creciente Convenios de integración energética Necesidades de personal experto Crecimiento del sector minero Crecimiento de la industria Condiciones ambientales y laborales estrictas. INDUSTRIAS RELACIONADAS Y DE APOYO Rol del gobierno Incremento de la generación a ciclo combinado Acuerdos de exportación de energía por generación hidráulica con Brasil Figura 7. Análisis de la ventaja competitiva de las naciones de Porter. Tomado de “El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia,” por D’Alessio, 2008. 51 El enfoque de Porter muestra que la capacidad de un país para crear diferencia y desarrollo respecto a los demás está influenciado por cuatro condiciones amplias: (a) los factores; (b) la demanda; (c) las industrias relacionadas y de apoyo; y (d) la estrategia, estructura y rivalidad de las empresas. Es el Gobierno el que debe promover el desarrollo del sector mediante la creación de instrumentos legales y financieros pertinentes. Asimismo, debe evitar intervenir como actor directo y, por el contrario, debe establecer una regulación que incentive la inversión para mejorar la competitividad del sector y, de este modo, crear un atractivo real para la inversión (Embajada de España en el Perú, 2010). Respecto a las industrias relacionadas que fungen como apoyo para el sector, se tienen muchos aspectos vinculados a la obtención de ventajas especializadas. Estas ventajas se relacionan con el sector a través del crecimiento de la generación en ciclo combinado, el cual compite con el consumo doméstico, tal como se puede apreciar en la acción legal interpuesta por la generadora Kallpa debido a la inconstitucionalidad del DS-048-2008-EM, que regula la distribución del gas natural (Expreso, 2010). Respecto a la demanda, existen clientes muy exigentes que no aceptan márgenes de error. Tal es el caso de las mineras y de la gran industria, para las cuales una parada en el suministro de energía podría ocasionar pérdidas millonarias. De igual modo, es necesario analizar rigurosamente las condiciones laborales de la ley de tercerización, los requerimientos sociales y los requisitos ambientales para evitar atrasos que pudieran postergar las inversiones o, finalmente, hacerlas costosas o inviables (Perú 21, 2010). 52 En relación con las estrategias, se debe incorporar la necesidad de contar con un marco regulatorio que propicie el justo crecimiento de la industria. Ahora que en el Perú ya operan dos grandes grupos económicos en el sector transmisión: la empresa colombiana Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P–ISA, a través de sus filiales Consorcio Transmantaro S.A., Red de Energía del Perú S.A., e Isa Sucursal Perú S.A.; y la española ASA IBEROAMÉRICA S.L., a través de su vinculada Abengoa Transmisión Norte S.A., corresponde vigilar la promoción de la inversión para garantizar el adecuado financiamiento del crecimiento del país. Así lo expresa Quintana (2010): “De esta manera, ante la ineficacia del marco legal existente para promover inversiones en infraestructura de transmisión, se optó por un cambio regulatorio estructural para establecer un sistema de competencia por el mercado que atrajera nueva inversión”. 5.3 Análisis PESTE Los factores externos clave son evaluados sobre la base de un enfoque integral y sistémico. Para ello, se debe realizar un análisis de las fuerzas políticas, económicas, sociales, tecnológicas, ecológicas y competitivas, conocido como análisis PESTE (D’Alessio, 2008). 5.3.1 Panorama económico. A diferencia del primer semestre del año 2009, los indicadores económicos han empezado a mejorar en los sectores construcción y minería. Lo mismo ha ocurrido con las variaciones de la inflación, el tipo de cambio, el PBI y la reducción de la pobreza, según las cifras dadas a conocer en setiembre de 2009 por Luis Carranza, ex ministro de Economía y Finanzas, en el Congreso de la República. 53 Respecto a la inflación y al índice de precios al por mayor (IPM), se puede apreciar que ambos indicadores están evolucionando al mismo ritmo, lo cual origina una mayor presión hacia la población, tal como se muestra en la Figura 8. Figura 8. IPM frente a inflación 2005–2009. Tomado de “Reporte de Estadística. Consulta a Series Estadísticas,” por el BCRP, 2010b. Recuperado de http://estadisticas.bcrp.gob.pe/GrafDinV2.asp?sConsulta=2691712200914022. En relación con el tipo de cambio, es posible notar que en las últimas semanas el nuevo sol se ha apreciado hasta alcanzar un valor de cambio de S/. 2.873 por el valor de US$ 1.00. Esto crea un encarecimiento de los productos peruanos en el extranjero, lo cual estimula la importación de productos, tal como se indica en la Figura 9. Ante esta situación, el Banco Central de Reserva del Perú ha tomado la decisión de comprar moneda extranjera para evitar así una mayor depreciación de la misma. De este modo, se espera una recuperación en los últimos días del año (BCRP, 2010b). Respecto a la evolución del PBI en los últimos 20 años, el Perú ha mantenido un crecimiento interrumpido, el cual se evidencia en los ligeros descensos presentados entre los años 1998 y 2002, tal como se muestra en la Figura 11. 54 Figura 9. Variación del tipo de cambio 2002–2009. Tomado de “Reporte de Estadística. Consulta a Series Estadísticas,” por el BCRP, 2010b. Recuperado de http://estadisticas.bcrp.gob.pe/GrafDinV2.asp?sConsulta=2691712200914022. Otro factor que debe ser considerado es la reducción de la pobreza. Esta última ha decrecido considerablemente en los últimos siete años, tal como se indica en la Figura 10. Este aspecto se complementa con lo expresado por Carranza (2009), quien señaló que el incremento del empleo ha incentivado la capacidad adquisitiva de la población, con lo cual ha aumentado el consumo y se ha estimulado la industria, según se muestra en la Figura 12. Según Chediek (2009), el Perú ha logrado reducir la extrema pobreza desde 23% en 1991, hasta 12.6% en 2008, lo cual significa un amplio cumplimiento, superior en 85%, de la meta planteada para el año 2015. Figura 10. Tasa de pobreza nacional (% de la población). Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009. Recuperado de ttp://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt. 55 5 000 4 422 4 500 4 425 3 766 4 000 3 500 3 000 Prom: 1991 – 2009: US$ 2 495 2 500 2 000 1 500 1 000 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 500 Figura 11. PBI per cápita (US$). Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009. Recuperado de http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt. 5.3.2 Fortalezas económicas locales. A continuación, se muestran las principales fortalezas de la economía peruana respecto a los países vecinos, según el análisis del comportamiento de: (a) la balanza en cuenta corriente, (b) el PBI, y (c) la evolución de la inflación. Estos datos han sido registrados en las publicaciones del Fondo Monetario Internacional (FMI), tal como se indica en la Tabla 16. Por su parte, en la Figura 12 se muestra la evolución de la inflación peruana en el período 2002–2008, en el cual se mostró estabilidad. Asimismo, el FMI ha previsto que el Perú liderará el crecimiento económico en la región, por lo cual se espera un incremento de su Producto Bruto Interno de 6.25% en el año 2010. De igual manera, se pronostica un crecimiento considerable en Chile y México (El Comercio, 2010a). Tal como se puede apreciar en el informe del BCR respecto a la proyección de la inflación, ésta, en abril de 2010 cerró en 0.03%, pero esta cifra podría alcanzar hasta un 4% a fin de año, tal como lo se indica en la Figura 13 (BCRP, 2010a). 56 35 32,0 30 25 22 20 15 10 5 11,7 6,9 9,9 9,1 5,2 7,2 4,7 4,4 5,9 4,0 5,9 6,1 5,6 4,8 4,4 4,1 3,7 1,1 2,4 2,0 0 Venezuela Argentina Uruguay Paraguay Brasil Prom. 2002-2008 Colombia Bolivia Ecuador Mexico Chile Peru Prom. 2009-2010 (Proyección) Figura 12. Inflación variación anual 2002–2010 PBI per cápita (US$). Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009. Recuperado de http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt. A partir de la revisión de las proyecciones preparadas por el BCRP, de acuerdo con el Latin Focus Consensus Forecast –que es una de las fuentes más importantes de análisis económico para la región–, se puede apreciar que el Perú mantiene los mejores indicadores de crecimiento. Esta tendencia hace que el país sea reconocido internacionalmente como un lugar seguro para las inversiones. Ahora bien, si se considera el mismo reporte de marzo de 2010, es posible notar que las apreciaciones del FMI han mejorado; el Perú es el país de mayor crecimiento en la región, con un incremento proyectado de 6.3% del PBI para 2010 y de 6.0% para 2011. Esto puede ser explicado, principalmente, por el incremento mundial del valor de los metales, así como por la dinámica interna de la economía. Por ello, se espera que la inflación peruana llegue a 1.5% en 2010 y a 1.8% en 2011; frente al 2.9% registrado en 2009. Asimismo, el FMI indicó que el Perú registrará un déficit por cuenta corriente de 57 0.7% del PBI en 2010 y del 1.8% en 2011; frente al superávit de 0.2% del PBI registrado en 2009, tal como se muestra en las Tablas 16 y 17. 5.3.3 Medidas locales tomadas por el BCRP. Cabe señalar que, desde setiembre de 2008, el Banco Central de Reserva del Perú, tomó una serie de medidas económicas para enfrentar a la crisis y, con ello, logró controlar los principales indicadores. Adicionalmente, se han realizado importantes esfuerzos respecto a los estímulos fiscales, tal como se puede apreciar en el análisis comparativo mostrado en la Figura 14. Del mismo modo, gracias a la descentralización se ha logrado un impacto positivo en la inversión y la deuda pública, tal como se muestra en la Figura 15 y 16. Figura 13. Proyección de la inflación. Tomado de “Reporte de Inflación de Marzo 2010. Panorama actual y proyecciones macroeconómicas 2010-2011,” por Banco Central de Reserva del Perú, 2010a. Recuperado de http://www.bcrp.gob.pe/docs/Publicaciones/ReporteInflacion/2010/marzo/Reporte-de-Inflacion-Marzo-2010.pdf. 58 Tabla 16 Relación Entre el PIB Real, los Precios del Consumidor y el Saldo de Cuenta Corriente l Hemisferio occidenta Sudamérica y México 2 Argentina Brasil Chile Colombia Ecuador México Perú Uruguay Venezuela Centro América Caribe 2007 5.7 5.7 8.7 5.7 4.7 7.5 2.5 3.3 8.9 7.6 8.4 6.9 5.6 PBI Real 2008 2009 4.2 -2.5 4.2 -2.7 6.8 -2.7 5.1 -0.7 3.2 -1.7 2.5 -0.3 6.5 -1.0 1.3 -7.3 9.8 1.5 8.9 0.6 4.8 -2.0 4.2 -0.7 3.0 -0.5 2010 2.9 3.0 1.5 3.5 4.0 2.5 1.5 3.3 5.8 3.5 -0.4 1.8 1.6 2007 5.4 5.3 8.8 3.6 4.4 5.5 2.3 4.0 1.8 8.1 18.7 6.8 6.7 Precios al consumidor 2008 2009 7.9 6.1 7.7 6.3 8.6 5.6 5.7 4.8 8.7 2.0 7.0 4.6 8.4 5.0 5.1 5.4 5.8 3.2 7.9 7.5 30.4 29.5 11.2 3.8 11.9 3.5 2010 5.2 5.3 5.0 4.1 2.3 3.7 3.0 3.5 2.0 7.4 30.0 3.8 5.2 Balance en cuenta corriente1 2007 2008 2009 2010 0.4 -0.7 -0.8 -0.9 0.7 -0.3 -0.6 -0.6 1.6 1.4 4.4 4.9 0.1 -1.8 -1.3 -1.9 4.4 -2.0 0.7 -0.4 -2.8 -2.8 -2.9 -3.1 3.5 2.3 -3.1 -3.0 -0.8 -1.4 -1.2 -1.3 1.1 -3.3 -2.1 -2.3 -0.3 -4.6 -1.6 -2.0 8.8 12.3 1.8 5.4 -7.0 -9.3 -5.0 -6.6 -2.0 -3.7 -4.1 -2.3 Nota. Tomado de “Reporte del panorama económico mundial de octubre de 2009,” por el FMI, 2009. p. 103. Recuperado de http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2009/02/pdf/text.pdf 1 Porcentaje del PBI, 2 Incluye Bolivia y Paraguay Tabla 17 Introducción de Perspectivas de la Economía Mundial y Global PBI Real América Sudamérica y México Brasil México Argentina Colombia Venezuela Perú Chile Ecuador Bolivia Uruguay Paraguay Centro América Caribe 2008 4.3 4.3 5.1 1.5 6.8 2.4 4.8 9.8 3.7 7.2 6.1 8.5 5.8 4.3 2.9 2009 -1.8 -1.9 -0.2 -6.5 0.9 0.1 -3.3 0.9 -1.5 0.4 3.3 2.9 -4.5 -0.6 0.4 2010 4.0 4.1 5.5 4.2 3.5 2.2 -2.6 6.3 4.7 2.5 4.0 5.7 5.3 2.7 1.5 Proyecciones 2011 7.9 7.6 4.1 4.5 3.0 4.0 0.4 6.0 6.0 2.3 4.0 3.9 5.0 3.7 4.3 2008 6.0 6.1 5.7 5.1 8.6 7.0 30.4 5.8 8.7 8.4 14.0 7.9 10.2 11.2 12.0 Precios al consumidor Proyecciones 2009 2010 2011 6.2 6.2 5.9 6.3 6.3 6.0 4.9 5.1 4.6 5.3 4.6 3.7 6.3 10..1 9.1 4.2 3.5 3.7 27.1 29.7 33.1 2.9 1.5 1.8 1.7 2.0 3.0 5.1 4.0 3.5 3.5 3.3 3.7 7.1 6.2 6.0 2.6 3.9 3.6 3.5 3.5 4.1 3.6 6.4 4.8 Balance en cuenta corriente1 Proyecciones 2008 2009 2010 2011 -0.6 -0.5 -1.0 -1.2 -0.3 -0.3 -0-9 -1.1 -1.7 -1.5 -2.9 -2.9 -1.5 -1.06 -1.01 -1.04 1.5 2.8 2.8 2.0 -2.8 -1.8 -3.1 -2.9 12.3 2.5 10.5 10.8 -3.7 0.2 -0.7 -1.8 -1.5 2.2 -0.8 -2.1 2.2 -1.1 -0.6 -1.6 12.1 3.5 2.6 2.0 -4.8 0.8 -1.0 -0.9 -2.4 -2.2 -1.5 -1.2 -9.1 -2.0 -5.4 -5.7 -1.6 -3.1 -2.0 -1.2 Nota. Tomado de “Reporte del panorama económico mundial de octubre de 2009,” por el FMI, 2009. p. 79. Recuperado de http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2010/01/pdf/text.pdf 59 Porcentaje del PBI Italia India Brasil Argentina Francia México Reino Unido Rusia Indonesia Japón Canadá Corea Sudáfrica Perú Alemania España China Australia Estados Unidos Arabia Saudí 10 9,2 9 8 7 6 4,9 4,5 4,4 4,2 5 3,5 3,4 4 2,9 2,8 2,8 3 2,2 1,9 1,7 1,5 1,5 1,4 1,3 2 0,6 0,5 0,3 1 0 Figura 14. Paquetes de estímulo fiscal: 2008-2010 (% del PBI). Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009. Recuperado de http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt Figura 15. Ejecución de los gobiernos regionales: inversión pública proyectada a diciembre de 2009 (agosto-diciembre, devengado estimado por los pliegos). Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009. Recuperado de http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt 60 Figura 16. Indicadores del Perú comparado con sus principales pares. Tomado de “Presentación en el Congreso de la República,” por el MEF, 2009. Recuperado de http://www.mef.gob.pe/PRENSA/discursos/Presentacion_Congreso_0309_VF.ppt 5.3.4 Análisis político, gubernamental y legal (P). Respecto a la estabilidad política, las empresas peruanas y extranjeras de los distintos sectores desarrollan sus operaciones dentro del país bajo un marco de amplia estabilidad política y macroeconómica, según el modelo económico que funciona desde 1990. Adicionalmente, las acertadas políticas monetarias y fiscales han favorecido las inversiones públicas y privadas en diversos sectores industriales, lo cual ha promovido, sobre todo, el dinamismo de las inversiones públicas extranjeras. Los sectores más atractivos para estas inversiones son la minería, los hidrocarburos y el sector energía eléctrica. Otros aspectos que deben ser considerados para fortalecer la estabilidad política del país son: (a) la mejora de la calidad del gasto social, (b) la reducción de los niveles de pobreza, (c) la provisión adecuada de los servicios públicos e 61 infraestructura básica, y (d) el mantenimiento del orden interno. Es también importante el fortalecimiento de los partidos políticos para brindar seguridad jurídica y mantener la estabilidad política en el largo plazo, con lo cual será posible evitar la incertidumbre que genera cada cambio de gobierno en los gremios empresariales e inversionistas. Estos factores son determinantes para incrementar la atracción de inversión pública y privada, tanto nacional como extranjera. Finalmente, en el sector de transmisión de energía, la estabilidad política y la firma de contratos de concesión a largo plazo ofrecen la seguridad y confianza necesaria para los inversionistas. Estos son contratos ley en los que se especifican los derechos y obligaciones del concedente (Estado Peruano) y de la empresa concesionada. Este contrato otorga el derecho de explotar las líneas de transmisión y subestaciones eléctricas, así como otros equipos durante el tiempo de vigencia del contrato, el cual, una vez concluido, pasará íntegramente a poder del Estado. Respecto a la estabilidad fiscal, la tasa de impuesto a la renta que rige para todas las empresas está fijada en 30% sobre las utilidades netas obtenidas al cierre del ejercicio. Sin embargo, durante el período de vigencia del contrato, el Estado puede ofrecer a la empresa concesionada convenios de estabilidad jurídica en materia tributaria, con tasas inferiores a 30%, sobre todo, cuando se trata de inversiones en zonas alejadas o de frontera, y de energía renovable. Respecto a la estabilidad legal, el MINEM, a través del Marco General Regulatorio del Subsector de Electricidad, indicado en el Apéndice A, regula y controla las concesiones eléctricas en el país. Adicionalmente, se otorgan 62 beneficios tributarios a través de los siguientes dispositivos legales: (a) Ley 1058, que establece la depreciación acelerada hasta de 20% anual; y (b) Ley 28876, que establece la recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas (IGV). Complementariamente, las leyes que tienen como fin perfeccionar los mecanismos de inversión son establecidas a través de: (a) Ley 1401, que promueve el uso eficiente del gas natural; y (b) Ley 1002, que concede ventajas competitivas a los proyectos de generación con energías renovables. Respecto a la Ley de Tercerización, el día 13 de setiembre de 2008 se publicó en el Diario Oficial El Peruano el Decreto Supremo 006-2008-TR, que reglamenta la nueva Ley de Servicios de Tercerización 29245 y el Decreto Legislativo 1038. Los alcances de la norma están dirigidos a regular los casos en que procede la tercerización, con lo cual se establecen los requisitos, derechos y obligaciones de las partes. Es con esta norma que se redefine la vinculación de los tres elementos que conforman la tercerización: (a) la empresa principal solicitante del servicio especializado, (b) la fuerza laboral que se traslada hacia el campo de operaciones para ejecutar las actividades, y (c) la empresa tercerizadora responsable de la ejecución de la obra o servicio (Ley 29245). Cabe precisar que la industria peruana ha venido aplicando el proceso de tercerización desde algunos años atrás, con especial énfasis en los sectores minero, eléctrico, de construcción, textil, pesquero, entre otras industrias. Durante estos años, este proceso se desarrolló de tal manera que no coincidía con las buenas prácticas del libre comercio, fundamentada, principalmente, en el respeto a las leyes laborales y al pago de beneficios a los trabajadores. Con la nueva normativa quedó explícito que toda empresa tercerizadora deberá asumir la 63 responsabilidad de los servicios prestados por su cuenta y riesgo, contará con recursos financieros propios, será responsable de los resultados, y los trabajadores estarán bajo su exclusiva subordinación (Ley 29245). La implementación de esta ley se enmarca dentro de los compromisos del Estado Peruano asumidos mediante la firma de los Tratados de Libre Comercio (TLC) y los convenios suscritos con la Organización de Naciones Unidas (ONU). Estos decretos pueden influir en la eficiencia del Estado y en la relación laboralempresarial (Editorial de El Comercio, 7 de julio de 2008). Así, la influencia en la eficiencia puede concretarse debido a la alta especialización de las tareas, así como también por el enfoque hacia las actividades esenciales que prestarían las empresas principales. Para una adecuada fiscalización, el Ministerio de Trabajo y Promoción del Empleo (MTPE) ha impulsado las inspecciones laborales, las cuales operan conjuntamente con los juzgados, para que, en caso que se detecten irregularidades en la contratación de personal, se proceda inmediatamente a la inserción de los trabajadores en la planilla de la empresa principal. De acuerdo con este contexto general planteado, la empresa principal deberá contratar empresas que se ajusten estrictamente a la ley; vale decir, que asuman los costos de la formalidad, que mantengan precios competitivos y que garanticen un servicio eficiente. En tal sentido, se prevé el surgimiento de nuevos contextos empresariales, en los cuales será posible crear desafíos y oportunidades para las empresas integradas en el proceso de tercerización. Por lo tanto, en la medida que la tercerización sea administrada correcta y eficientemente, será identificada como un importante instrumento de gestión, con capacidad para impulsar el desarrollo y generar valor en la cadena industrial. 64 Asimismo, en el estudio Doing Business 2010 del Banco Mundial se presentan indicadores cuantitativos sobre las regulaciones empresariales que dificultan y propician los negocios, y respecto a la protección de los derechos de propiedad, los mismos que son susceptibles de comparación entre las 183 economías analizadas. De este modo, son analizadas las regulaciones que afectan a las diez fases de la vida empresarial: (a) apertura de una empresa, (b) manejo de permisos de construcción, (c) empleo de trabajadores, (d) registro de propiedades, (e) obtención de crédito, (f) protección de inversores, (g) comercio transfronterizo, (h) cumplimiento de contratos, (i) pago de impuestos, y (j) cierre de una empresa. A continuación, en la Figura 17 se muestran los resultados del Perú, de sus principales vecinos y de algunos países fuera de la región, los cuales pudieran ser considerados relevantes. Las tarifas eléctricas de los países de la región por MW/hora, Chile paga $80.0, Brasil $ 60.0, Perú $42.0, y Colombia $40.00; dándole al Perú un importante margen para la exportación (Butrón, 2009b). Figura 17. Reformas que simplifican los negocios en el mundo. Tomado de “Doing Business,” por el Banco Mundial, 2010. Recuperado de http://espanol.doingbusiness.org/ExploreEconomies/?economyid=152. 65 El Perú es uno de los países que ha realizado más reformas en el período 2008–2009, lo cual le ha permitido mejorar sus factores de competitividad en la región. A su vez, este factor ha hecho que el país pase del puesto 65 al 56 respecto a la clasificación 2009 del informe Doing Business del Banco Mundial; similarmente a la situación de Colombia, que ascendió del puesto 49 al 37. Como referencia se tiene a la comparación regional con el África Subsahariana, que tiene mejores resultados frente a América Latina y el Caribe, tal como se indica en la Figura 18. Figura 18. Reformas y ranking para hacer negocios en el mundo. Tomado de “Doing Business,” por el Banco Mundial, 2010. Recuperado de http://espanol.doingbusiness.org/ExploreEconomies/?economyid=152 5.3.5 Análisis de las fuerzas económicas y financieras (E). De acuerdo con las proyecciones económicas analizadas en el inicio de este capítulo, el PBI para el año 2009 se proyectó en 1.5%, mientras que las proyecciones de inflación oscilan entre el 1.0% y el 3.0% para el período 2009– 2010. Los resultados de crecimiento del PBI llegaron en azul al 0.9%, luego de caer en el segundo y tercer trimestre debido a la crisis internacional iniciada en el último trimestre de 2008. Las actividades económicas que explican esta coyuntura son: (a) construcción, que presenta un crecimiento de 6.1%; (b) otros servicios, los 66 cuales crecen en 4.3%; y (c) electricidad y agua, que crecen en 1.2%. Esto último es explicado por una mayor producción de energía de origen hidráulico, tal como se muestra en las Figuras 19 y 20 y en las Tablas 17 y 18. Por su parte, el índice riesgo país se ha reducido de 4.65 puntos a principios de 2009, a 2.14 puntos en el mes de octubre del mismo año, lo cual ha consolidado un mayor nivel de confianza entre los inversionistas y, a su vez, ha confirmado el crecimiento sostenido del país (Andina, 2009e). La evolución de las inversiones en el sector transmisión se ha mantenido favorable, pues ha habido un crecimiento de 15% anual en los últimos cinco años, mientras que, para el año 2009, se ha calculado que se alcanzarán los US$295 millones, cifra que incluye las instalaciones de tensión de 500 kW (MINEM, 2009b). Tabla 18 Oferta y Demanda Global Trimestral y Anual I Trim. 2008/2007 (P/) II III IV Trim. Trim. Trim. Economía Total (PBI) Agricultura, Caza y Silvicultura 10,3 11,7 10,7 4,5 8,2 8,8 Pesca Minería e Hidrocarburos 6,6 4,4 15,0 6,3 10,0 Manufactura 11,4 Electricidad y Agua Actividades 2009/2008 (E/) II III IV Trim. Trim. Trim. Año I Trim. 9.8 1.9 -1.2 -0.6 3.4 0.9 7.2 4.4 1.1 2.3 1.9 2.3 2.6 6.3 -14.0 1.8 -5.9 -14.5 -7.9 7,6 6.6 7.6 3.4 0.3 0.1 -1.2 0.6 12,5 10,7 2.4 9.1 -4.2 -11.6 -10.3 -2.4 -7.2 9,4 8,5 8,8 4.6 7.8 1.2 0.3 -0.3 3.4 1.2 Construcción 19,2 21,2 16,0 10.7 16.5 5.2 -1.0 4.9 14.8 6.1 Comercio 12,0 15,6 15,0 8.8 12.8 0.4 -2.1 -1.8 2.2 -0.3 Otros Servicios 9,7 10,0 8,6 5.6 8.4 4.4 3.5 3.2 5.9 4.3 Total Industrias (VAB) DM-Otros Impuestos a los Productos 10,2 11,7 10,5 6.0 9.6 2.0 -0.8 -0.2 3.5 1.1 11,1 12,3 13,4 10.2 11.8 0.7 -4.8 -4.0 1.9 -1.5 6.4 7.0 Año Nota. Año base 1994=100. Tomado de “Variación Porcentual Interanual del Índice de Volumen Físico,” por el INEI, 2009. 67 Figura 19. Producto bruto interno por actividad económica: 2009_IV. Tomado de “Informe Técnico PBI Trimestral N° 1,” por INEI, 2010. Recuperado de http://www.inei.gob.pe/web/Boletin/Attach/10174.pdf Figura 20. Producto bruto interno por componentes del gasto: 2009_IV. Tomado de “Informe Técnico PBI Trimestral N° 1,” por INEI, 2010. Recuperado de http://www.inei.gob.pe/web/Boletin/Attach/10174.pdf En las ponencias del curso “Aspectos Ambientales de las Actividades Minero-Energéticas”, Jorge Castañeda (2009), auditor ambiental de Edegel, señaló que uno de los grandes retos del sector eléctrico es asegurar el suministro de energía para atender las demandas futuras y, principalmente, llevar energía 68 eléctrica a los casi cinco millones de peruanos que no cuentan con este servicio básico. En el mismo curso, el abogado Nino Coppero (2009) analizó la ley de concesiones eléctricas, así como el reglamento de protección ambiental en las actividades eléctricas, los cuales rigen todas las etapas de las actividades eléctricas. A partir de ello, indicó que cada titular de las concesiones deberá contar con un auditor ambiental interno, el cual tendrá como funciones: (a) identificar problemas existentes, (b) prever efectos futuros, (c) preparar planes de rehabilitación, y (d) establecer metas para mejorar el mantenimiento (Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía, 2009). 5.3.6 Análisis ecológico y ambiental. En el Perú rige la Ley 28611, denominada Ley General del Ambiente, que clasifica sus artículos en cinco títulos fundamentales: (a) derechos y principios, (b) política nacional del ambiente y gestión ambiental, (c) de los sujetos de la gestión ambiental, (d) integración de la legislación ambiental, y (e) responsabilidad por daño ambiental. De acuerdo con lo establecido en el numeral 1 del Artículo 24 de la Ley 28611, toda actividad humana que pueda causar un impacto significativo en el ambiente, deberá sujetarse al Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), en el cual se norma el contenido de los Estudios de Impacto Ambiental (EIA). Los estudios de impacto ambiental que deben realizarse para viabilizar proyectos nuevos y ampliaciones de las líneas de transmisión eléctrica son regulados mediante el Decreto Supremo Nº 019-2009-MINAM. A través de este decreto, en setiembre de 2009, se aprobó el Reglamento de la Ley Nº 27446, mediante la cual se creó el Sistema Nacional de Evaluación de Impacto 69 Ambiental–SEIA. En suma, el objetivo de esta norma es identificar, prevenir, supervisar, controlar y corregir anticipadamente los impactos ambientales negativos de los proyectos de inversión, así como de las políticas, planes y programas públicos (MINAM, 2009). 5.4 Análisis Competitivo El Perú ocupa el lugar 78 en el ranking mundial de competitividad para el período 2009-2010, lo cual supone una mejoría de cinco posiciones respecto al año anterior. Asimismo, en relación con los 12 países de Sudamérica, el Perú ocupa el quinto lugar. Esta posición está sustentada en los tres factores: (a) instituciones, (b) infraestructura, e (c) innovación. Según Morón (2009), el Perú es menos competitivo debido a la debilidad de sus instituciones, la poca innovación, y la falta de infraestructura, por lo cual es imprescindible plantearse objetivos de largo plazo (El Comercio, 2009c). Según Valdez (2009), la principal restricción en el Perú es la escasa capacidad tecnológica, la cual impide aprovechar mejor la gran revolución científica actual. Dicha diferencia solo podrá ser reducida a través de la inversión. Por ello, el país debe desarrollar capacidades para realizar transferencias tecnológicas eficazmente, así como para generar tecnología propia. En ese sentido, la inversión en educación y en redes de telecomunicaciones será el factor determinante para impulsar dicho desarrollo (Gestión, 2009). A pesar de esta situación, en el período 2009, el Perú logró remontar tres lugares (del 86 al 83), tal como se aprecia en (World Economic Forum, 2009) y en el 2010 logró ubicarse en el lugar 78 del mismo ranking (World Economic Forum, 2010) en cuyo detalle podemos apreciar el nivel en que se encuentra el Perú 70 respecto a los índices de eficiencia (véase Figura 21): los cinco principales factores que afectaron a la competitividad del Perú fueron: (a) Reglamentación laboral 16.6%, (b) Inefectiva burocracia gubernamental 14.6%, (c) Inadecuada infraestructura 12.3%, (d) Corrupción 11.8% y (e) Mano de obra no calificada 9.3%. Otras restricciones importantes para el desarrollo tecnológico del país son las ocasionadas por: (a) dificultades económicas financieras, y (b) por factores de carácter político legal, las cuales tendrán una mayor incidencia en las áreas de la producción y desarrollo de nuevos materiales, así como en el área de tecnología de la información y comunicación. De acuerdo con el Centro de Estudios Estratégicos de IPAE (CEE), de las 40 nuevas aplicaciones tecnológicas, tres de ellas -de las cinco consideradas con mayor impacto- corresponden al aprovechamiento de fuentes sostenibles de energía (Gestión, 2009). Figura 21. Detalle de la competitividad del Perú 2009 – 2010 VS Nivel 2. Tomado de “The Global Competitiveness Report 2009-2010,” por the World Economic Forum, 2010, p. 254. Recuperado de http://www.weforum.org/pdf/GCR09/GCR20092010fullreport.pdf. 71 5.4.1 Matriz de evaluación de factores externos (MEFE). En la Tabla 19 se puede apreciar la matriz MEFE, la cual explica las oportunidades y amenazas del sector. Asimismo, la matriz MEFE del sector transmisión de energía eléctrica cuenta con 15 factores de éxito, de los cuales ocho son oportunidades y siete son amenazas. El valor final obtenido de 2.49 puntos evidencia una respuesta promedio para enfrentar las oportunidades y amenazas que el entorno presenta. Dicho entorno no puede ser analizado sin revisar la realidad latinoamericana y la competitividad de cada país sobre la base de la explotación de su matriz energética. A partir de todo lo antes señalado, es posible concluir que el sector eléctrico está en una de sus mejores etapas, razón por la cual es posible conseguir capitales locales a través de la emisión de bonos con las AFP o a través del sistema bancario. Del mismo modo, la información revisada en el estudio permite establecer una perspectiva un poco más amplia respecto a la economía y a sus expectativas de desarrollo. Con ello, es posible determinar que el Perú ha entrado en un proceso de desarrollo y está listo para emprender otros retos. 5.4.2 Crecimiento en competencia. El objetivo estratégico del sector transmisión es mantener el suministro de energía como factor clave de competitividad y de crecimiento sostenible. Dicho objetivo se ha convertido en el principal interés de los involucrados: del Estado como promotor y de las empresas como inversionistas. En este sentido, la integración energética entre los países latinoamericanos resulta ser un medio efectivo para mejorar la competitividad regional, para lo cual deben resolverse, lo antes posible, los problemas regulatorios que impiden el libre intercambio 72 energético y el pleno aprovechamiento de los recursos de la región. Cabe destacar que el Perú cuenta con un potencial energético enorme y, por ello, está en la condiciones de exportar energía a sus vecinos. En este contexto, los esquemas swap y wheeling pueden ser usados para dicho fin y, a su vez, deben permitir a los países latinoamericanos adecuarse a las macrotendencias globales y a la gran demanda de energía renovable del futuro (Fonseca, 2009). 5.5 Análisis del Sector Industrial El Modelo de las Cinco Fuerzas permite analizar el nivel competitivo de la industria, porque determina su estructura y atractividad en el sector en el cual compite una organización; en este caso, el sector transmisión de energía. Dicho modelo es mostrado en la Figura 22. Figura 22. Modelo de las cinco fuerzas competitivas adaptado de Porter para el sector transmisión de energía. El ingreso de nuevas empresas al sector transmisión eléctrico se realiza a través de la adjudicación de licitaciones de tramos de interconexión que el Estado ofrece públicamente. Dichas licitaciones están reguladas por la Ley General de 73 Concesiones Eléctricas del Decreto Legislativo 25844. Por otro lado, entre las barreras de entrada al sector se tienen: 1. El conocimiento del país, el cual requiere: de (a) la normatividad de las licitaciones del Estado, (b) el territorio, (c) la arqueología, (d) las presiones sociales, y (e) los gobiernos locales. 2. Respecto al requerimiento de capital, las empresas del sector transmisión que se presenten a las licitaciones deben mostrar una sólida capacidad financiera para afrontar los compromisos de corto y mediano plazo. Esto se debe a la volatilidad de los precios de los metales involucrados, tales como el cobre, plomo, aluminio y acero utilizado en el equipamiento. 3. En relación con la concentración de proveedores, se tiene que son pocos los que distribuyen los principales insumos del sector transmisión eléctrica. En las bases de los últimos procesos convocados por Proinversión se solicita que la adquisición de los insumos sea de un 80% por procesos públicos. Así, el éxito de este proceso dependerá de la extensión de la línea licitada por las economías de escala asociadas. 4. Respecto al costo relativo de compras, los proyectos para ser culminados requieren entre dos a tres años. En tal sentido, dichos proyectos estarán sometidos a los reajustes de los precios de los insumos. Tampoco existen posibilidades de negociar las tarifas, pues estas son determinadas por ley, de acuerdo con el valor pactado entre el Estado y la empresa adjudicada. 74 Tabla 19 Matriz de Evaluación de Factores Externos (MEFE) Oportunidades Factores Determinantes Peso Valor Ponderación 1.- Demanda de energía de países vecinos (Brasil, Ecuador y Colombia) 0.10 3 0.30 2.- Grandes recursos hídricos, eólicos y geotérmicos 0.07 4 0.28 3.- Estabilidad política y macroeconómica del país 0.10 2 0.20 4.- Estímulos tributarios para energías renovables 0.08 3 0.24 5.- Ampliación del sistema eléctrico interconectado nacional en los próximos años 0.06 1 0.06 6.- Leyes que promueven la inversión de transmisión eléctrica 0.04 2 0.08 7.- Grado de inversión 0.08 3 0.24 8.- La Ley de Tercerización 0.06 3 0.18 Amenazas 0.59 1.58 1.- Falta de infraestructura en el ámbito nacional 0.08 3 0.24 2.- Riesgo de ataques terroristas a las líneas de transmisión y a las subestaciones 0.06 2 0.12 3.- Riesgo de cambio climático en los próximos años, como sequías (hidroeléctricas) 0.08 3 0.24 4.- Demora en los trámites administrativos del estado, que afecta la inversión 0.04 2 0.08 5.- Demanda y oposición social frente a los proyectos 0.08 2 0.16 6.- Aumento de las exigencias medioambientales 0.03 1 0.03 7.- Servidumbres ocupadas que afectan la operación y el mantenimiento 0.04 1 0.04 Valor: 4. Fortaleza mayor 2. Responde promedio 3. Fortaleza menor 1. Responde mal 0.41 0.91 1.00 2.49 75 5. Como productos sustitutos para el crecimiento se tiene a la construcción de gasoductos, la cual reduce el tendido de nuevas las líneas de transmisión. Es preciso acotar que no existe rivalidad entre las empresas porque cada concesión es adjudicada a una sola de ellas, la cual gestiona su propio mercado. 5.6 Ciclo de Vida de la Industria El ciclo de vida de la industria está relacionado con el tiempo de duración de la concesión, la cual, en promedio, es de 30 años. Una vez finalizada la concesión, la infraestructura pasa a ser controlada por el Estado. A partir de eso momento, el Estado puede optar por cualquiera de estas tres alternativas: (a) licitar la administración, operación y mantenimiento de las redes de transmisión (AOM); (b) licitar la ampliación de la adjudicación; o (c) cerrar definitivamente el proyecto. Durante el ciclo de vida es posible que se haga una ampliación del proyecto. Esto incluye la extensión de la capacidad de transmisión de la línea de 220 kW a 500 kW, así como también las tratativas para negocios adicionales, tales como la utilización de la infraestructura para alcanzar la diversificación concéntrica. Este punto es mostrado en la Figura 23. Figura 23. Ciclo de vida de la industria-sector transmisión de energía. Tomado de "El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia," por F. D’Alessio (2008). 76 5.7 Matriz del Perfil Referencial del Sector (MPR) Al no existir competencia en el sector, debido a que las concesiones tienen un único propósito, no es posible que más de una empresa atienda una segunda línea de alta tensión o que exista una segunda línea paralela que lo posibilite. La competencia está en la captación de nuevos mercados orientados al crecimiento. En la Matriz de Perfil Referencial es posible identificar las fortalezas y debilidades de los competidores del Perú en el escenario de transmisión en Sudamérica. En la Tabla 20 se puede apreciar, que el Perú tiene relativa fortaleza respecto a sus vecinos en los principales indicadores de producción actuales con mejor fortaleza (3.23), dado que cuenta con el respaldo de su diversa matriz energética y una economía sólida que genera una ambiente propicio de negocios para la inversión extranjera. Mientras que Chile (2.31) solo puede conectarse con Bolivia y Argentina por la diferencia de frecuencia, requiere de mayores inversiones. Sin embargo dedicar una línea de transmisión a 50 Hz puede ser una alternativa de exportación de excedentes de las nuevas centrales de generación hidráulica a crearse con Brasil. La integración con Brasil es natural en el sentido de que se comparte la misma frecuencia en los sistemas (60 Hz). Los factores de éxito más importantes en el sector de transmisión eléctrico son la variedad de la matriz energética (18%), que permite asegurar el consumo interno para la exportación de excedentes. La capacidad de generación hidráulica (20%), que permite generar grandes volúmenes de energía concentrados. Estos aspectos se sustentan en la información contenida en el Apéndice E. 77 5.8 Conclusiones Las inversiones en el sector eléctrico, tanto de las generadoras, transmisoras y distribuidoras que son financiadas por las empresas que ganan las concesiones, han permitido que el Estado pueda destinar los fondos del país para llevar el desarrollo a los pueblos, distritos y localidades de las zonas más alejadas del país. Esto ha sido posible no solo por el uso de la energía eléctrica en las actividades habituales de los pobladores, sino también por el apoyo a las comunidades en proyectos rentables y autosostenidos. Estos aspectos dan estabilidad a las regiones, de igual forma, permiten y viabilizan las inversiones en los mercados industriales y en las grandes ciudades, los cuales, de otra manera, podrían detener sus actividades. El Perú dispone de un enorme potencial hidroeléctrico y gasífero que permitiría una expansión de las inversiones en proyectos de transmisión y distribución de energía, que satisfagan la demanda interna y externa. Para lograrlo es necesario alcanzar un marco regulatorio que estimule las inversiones, atendiendo las condiciones laborales, los requerimientos del cuidado del medio ambiente, y la responsabilidad social. Las buenas perspectivas futuras de los indicadores macro económicos favorecen la inversión en proyectos de energía, y más específicamente en el sector transmisión, donde se encuentran operando dos grandes grupos: (a) el grupo ISA de Colombia a través de sus vinculadas Red de Energía del Perú S.A., y Consorcio Transmantaro S.A.; (b) Asa Iberoamérica de España, a través de su vinculada Abengoa Perú S.A. 78 Capítulo VI Evaluación Interna En el presente capítulo se desarrollará el análisis AMOFHIT, en el cual se reunirá y procesará exhaustivamente la información interna del sector. Estos resultados serán incluidos en la Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI) (D´Alessio, 2008), para luego desarrollar la matriz FODA. 6.1 Análisis AMOFHIT El Perú es un país privilegiado pues posee recursos naturales importantes para la generación de energía eléctrica. A pesar de ello, el crecimiento del país demanda más energía de la que es posible producir y transmitir al usuario final. ¿Cómo explicar, entonces, esta aparente contradicción? ¿Acaso el costo de la infraestructura necesaria es tan elevado que el país no está en la capacidad de costearlo? ¿Tendrá el Perú un límite en su crecimiento? Estas y otras preguntas no podrán ser respondidas si es que antes no se ha realizado un análisis en profundidad del sector transmisión. 6.1.1 Administración/Gerencia (A). La Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas es una dependencia del Viceministerio de Energía del Ministerio de Energía y Minas, y está encargada de emitir la normatividad necesaria para el correcto desenvolvimiento del subsector electricidad. Asimismo, esta entidad es la responsable de promover las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como de apalancar la función concesiva del Estado respecto a las actividades eléctricas. Está conformada por diversas instituciones que forman parte o se interrelacionan con ella, tal como se aprecia en la Figura 24. 79 Estas instituciones influyen directamente en el mercado de la transmisión de energía peruano y, a su vez, son las responsables del relacionamiento entre grandes clientes, la sociedad y el Estado. Figura 24. Marco general del sector eléctrico (agentes promotores, reguladores y los agentes directos). Tomado de “Documento promotor. Perú sector eléctrico 2009,” por el Ministerio de Energía y Minas, 2009a. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR OCHURE%20electricidad%202009.pdf. 6.1.2 Marketing/Ventas (M). Respecto al sector transmisión de energía, la participación en el mercado eléctrico está organizada por la medida en longitud de línea (km) y por el nivel de tensión y facturación total, según su longitud de líneas de transmisión. Con la finalidad de facilitar los cálculos, únicamente serán consideradas las estructuras en 220 kW y 138 kW, tal como se aprecia en la Tabla 20. 80 Tabla 20 Participación Según Longitud de Líneas de 220 kW y 138 kW N 1 2 3 4 Nombre de la empresa Red de energía del Perú S.A. Consorcio Transmantaro S.A. Red Eléctrica del Sur S.A. Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. Longitud de línea (Km.) por nivel de tensión 220 kW % 138 kW 3 073.67 62 1237.51 603.03 Total % Miles US$ % 4311.18 86 71064.85 61 12 603.03 9 28378.72 20 427.75 9 427.75 6 11935.09 9 261.72 6 392.24 6 10422.87 7 392.00 6 7831.87 6 342.20 5 3830.99 3 147.92 2 6160.10 4 139624.48 100 5 Etevensa SRL 392.00 8 6 Etenorte SRL 82.70 2 7 Consorcio Energético Huancavelica 147.92 3 Total: 4988.81 130.52 260 1628.03 % Facturación total 78 8 18 6616.30 Nota. Tomado de “Anuario estadístico de electricidad 2008,” por el Ministerio de Energía y Minas, 2009b. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=244. 6.1.3 Operaciones/Producción (O). La transmisión de energía eléctrica se efectúa mediante el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), el cual está conformado por todas las redes de transmisión de mediana y alta tensión con un total de 15,400 km de líneas de transmisión; así como por los Sistemas Aislados (SSAA) en las áreas rurales y en algunas unidades económicas con autonomía energética que cuentan con alrededor de 360 km (MINEM, 2009a). En relación con la participación de las compañías en el mercado peruano, cabe mencionar que las empresas del grupo ISA tienen una participación de 63.04% en el mercado nacional; de este porcentaje, el 51.84% pertenece a Red de Energía del Perú S.A. Con el fin de graficar el mayor impacto, únicamente son 81 consideradas las líneas de transmisión de 138 kW y 220 kW, tal como se indica en la Figura 25. Participación en el Mercado de Transmisión 2008 - LTs 220 y 138 kV OTROS, 5.30% ELECTROANDES, 2.05% EGEMSA, 2.09% CONENHUA, 2.45% EGENOR, 3.00% EDEGEL, 3.56% SAN GABAN, 3.66% ETESELVA, 4.41% REP, 51.84% ISA PERU, 4.42% REDESUR, 4.81% ENERSUR, 5.64% TRANSMANTARO, 6.78% Figura 25. Empresas transmisoras de energía eléctrica. Tomado de “Anuario estadístico de electricidad 2008,” por el Ministerio de Energía y Minas, 2009b. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/publicacion.php?idSector=6&idPublicacion=244. Por otro lado, la concesión de la L.T. Zapallal-Trujillo tiene como objetivo el refuerzo del sistema de transmisión eléctrica que enlaza el Centro con el Norte Medio del país. Este proyecto permitirá el abastecimiento oportuno y confiable de la energía disponible en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) para los departamentos ubicados en el norte de Lima. 6.1.4 Finanzas/Contabilidad (F). Sobre la base del valor involucrado en las inversiones destinadas a la infraestructura de transmisión eléctrica, el análisis financiero contable del sector transmisión se realizará desde la perspectiva de la disponibilidad de excedentes financieros que las empresas locales pudieran obtener de la Bolsa de Valores 82 local, de las Administradoras de Fondos de Pensiones (AFP) y de sus propios accionistas. Así, en la Bolsa de Valores de Lima se encuentran registradas las empresas del sector que cotizan acciones, hacen colocaciones de bonos o cualquier otro tipo de colocación de instrumentos negociables, tal como se aprecia en la Figura 26. Figura 26. Empresas del sector transmisión que negocian instrumentos financieros. Tomado de “Empresas con valores listados,” por la Bolsa de Valores de Lima, 2009. Recuperado de http://www.bvl.com.pe/emp_listado_todas.jsp#K. Asimismo, las empresas más grandes del sector son: Red de Energía del Perú S.A. y el Consorcio Transmantaro S.A., las cuales tienen como principal accionista a Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. - ISA., que es un grupo empresarial dedicado a la transmisión de energía eléctrica en Latinoamérica, tal como se muestra en la Figura 27. La visión de dicho grupo indica que: “En el año 2016, el Grupo ISA será una corporación de negocios de US$3,500 millones de ingresos, de los cuales el 80% serán generados fuera de Colombia”. De este modo, se espera que este grupo económico siga con especial interés las convocatorias de Proinversión para el sector. Tal como se expuso en el capítulo 3, no existe competencia entre las empresas del mercado, pues los negocios se desarrollan sobre la base del activo que poseen las empresas bajo concesión o propiedad. Entonces, los nuevos negocios se constituyen como ampliaciones de las estructuras actuales. Del mismo modo, la competencia se concentra en los nuevos negocios que surgen de la 83 ampliación del Sistema Interconectado Nacional, los cuales se hacen mediante concursos internacionales en los que participan transnacionales como: (a) Abengoa Perú S.A. (España), (b) Graña y Montero S.A.A. (Perú), (c) Alupar Investimento S.A. (Brasil), (d) Isonor Transmisión SAC (España), (e) Elecnor S.A. (España), (f) Grupo Isolux Corsan S.A. (España), y (g) Terna Participacoes S.A. (Brasil); (Agencia Andina, 2009b). Figura 27. Presencia del Grupo ISA en Latinoamérica. Tomado de “Página web de Interconexión Eléctrica,” por S.A. E.S.P – ISA, 2009. Recuperado de http://www1.isa.com.co/irj/portal/anonymous?NavigationTarget=navurl://192c10 3f16c88adb41e62398cd4e3edd. Abengoa es una empresa tecnológica que aplica soluciones innovadoras para el desarrollo sostenible en los sectores de infraestructura, medio ambiente y energía, con €4147,3 millones en ventas -31% en España; 28% en Iberoamérica; 14% en Estados Unidos; 15% en Europa, excluida España; y 12% en otros países, tal como se indica en la Figura 28. De este modo, Abengoa ha ingresado con fuerza al mercado peruano, pues se ha adjudicado dos importantes proyectos de transmisión de energía que estarán operativos en menos de tres años. El primero 84 de ellos es la línea Carhuamayo-Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca-Cerro Corona–Carhuaquero de 220 kW con 170 km de extensión, el cual fue programado para 2008 y ha requerido de una inversión de US$106 millones. El otro proyecto adjudicado es la línea de transmisión Chilca-Marcona-Montalvo, de 500 kW con 900 km de extensión, el cual ha sido programado para 2010 y ha requerido de una inversión de US$280 millones (Yahoo Finanzas, 2010). Estos aspectos proyectan una presencia permanente de la competencia en los nuevos proyectos del mercado peruano, dado que, en el primer trimestre de 2010, este grupo económico logró importantes resultados debido a la ampliación de las operaciones de sus filiales. Esta coyuntura les ha permitido registrar un beneficio neto de €54.1 millones, lo cual implica un incremento de 31.8% respecto al mismo período del ejercicio anterior (Cinco Días, 2010). En el Perú existen cuatro AFP: (a) Profuturo AFP, (b) AFP Integra, (c) AFP Horizonte, y (d) Prima AFP, las cuales pueden desarrollar actividades de inversión en activos, pues existe un mercado para la emisión de bonos y acciones de las empresas del sector transmisión, tal como está expresado en los literales f) y k) del Artículo 25° del Texto Único Ordenado de la Ley del Sistema Privado de Pensiones (DS 054-97-EF) (Superintendencia de Banca, Seguros y AFP, 2009). Asimismo, a partir de la lectura del convenio de estabilidad jurídica suscrito el 27 de diciembre de 2009 entre Proinversión y ASA Investment AG de Suiza, se garantiza que las operaciones de Abengoa Perú S.A. y Abengoa Transmisión Norte S.A. se constituirán como perspectivas de financiamiento global para el crecimiento del sector transmisión de energía (OSINERGMIN, 2009b). 85 Figura 28. Presencia de la división de ingeniería y construcción industrial del Grupo Abengoa en el mundo. Tomado del “Informe Anual 2009. Informe de Actividades,” por Abengoa, 2009. El sector de transmisión eléctrico permite asegurar una rentabilidad al inversionista a través de los contratos de concesión de Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) que esta descrito en el informe N 0203-2010-GART de OSINERGMIN en junio 2010 sobre la base de la ley de desarrollo eficiente de generación eléctrica (Ley 28832), el reglamento de transmisión, aprobado mediante Decreto Supremo 027-2007-EM y la ley de concesiones eléctricas, aprobada mediante decreto ley 25844. Debido a que la moneda de los contratos de concesión de SGT se establece en dólares y la tarifa de los servicios de transmisión se fija en moneda local, se necesita efectuar en cada periodo de regulación, una liquidación del valor facturado en dólares, siendo para ello necesario establecer el procedimiento de dicha liquidación (OSINERGMIN, 2010). 86 6.1.5 Recursos humanos (H). Es posible considerar que las necesidades de profesionales y técnicos especializados están controladas, pues el 94.7% de la participación del mercado del sector está concentrada en 12 empresas. De ellas, Red de Energía del Perú S.A. la cual lidera el mercado con el 51.84% de participación tal como se indica en la Figura 25, tiene 353 empleados y cuenta con programas de practicantes y jóvenes profesionales. A esto se suma la existencia de facultades de ingeniería eléctrica y la presencia de institutos especializados, todo lo cual supone un contexto favorable para el desarrollo de la industria. Las demás actividades del negocio son complementarias y se establecen a través de contratos de intermediación laboral, tercerización y consultorías especializadas. Los contratos de intermediación laboral están destinados, principalmente, a las actividades de limpieza y vigilancia; mientras que los de tercerización están relacionados con las actividades de mantenimiento y construcción de infraestructura asociada al negocio, por lo cual existe suficiente oferta en el mercado. 6.1.6 Sistemas de información y comunicaciones (I). El principal aspecto que debe ser considerado para el intercambio de información y comunicaciones del sector transmisión son los sistemas de registro de datos e intercambio de información del Sistema Interconectado Nacional (SEIN), los cuales recaban información de los centros de control existentes en las empresas eléctricas. Este intercambio de información está regulado por el COES, entidad privada sin fines de lucro que reúne los esfuerzos de las principales 87 empresas de generación, distribución y comercialización de energía del país. Todos estos aspectos están debidamente especificados en la Norma Técnica para el Intercambio de Información en Tiempo Real para la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (COES, 2009b). 6.1.6 Tecnología e investigación y desarrollo (T). El sector transmisión es un área de negocio que está desarrollada respecto a las mejores prácticas y tecnologías aplicadas en las soluciones de construcción y mantenimiento de la infraestructura. En el Perú, debido a su diversidad climática, ha sido necesario ensayar diversas tecnologías, las mismas que no deben presentar dificultades técnicas de modularidad y conectividad. Existen diversos fabricantes de componentes principales, tanto de subestaciones como de líneas de transmisión, tales como: (a) ABB, (b) Krompton, (c) Nexans, y (d). Siemens Respecto a consultoría, existen varias empresas reconocidas: (a) CECI-Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano, (b) Siemens, y (c) Cesel. Estas compañías están en condiciones de ofertar las necesidades de los proyectos vigentes de líneas de transmisión a 500 kW, los cuales están siendo construidos por el Consorcio Transmantaro S.A. Del mismo modo, estas empresas pueden participar en las convocatorias de Proinversión, las cuales se desarrollan óptimamente a pesar de que no existe experiencia previa en el país. 6.2 Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI) En diciembre de 2008, el total de activos de las empresas de transmisión ascendió a S/.2’171,238 miles. Esta cifra estuvo conformada, principalmente, por activos no corrientes, los cuales representan el 88.94%; y por activos corrientes, 88 con 11.06%. Respecto a la participación del pasivo y patrimonio, los pasivos corrientes representan el 13.00%, los pasivos no corrientes el 39.76% y el patrimonio neto el 47.24%. Destaca la empresa REP, la cual cuenta con activos totales de S/.1’163,124 miles, lo cual representa el 53.57% del total de activos del sector, tal como se señala en la Tabla 21 (OSINERGMIN, 2009a). Según el estado de resultados, Eteselva es la única empresa que declaró pérdidas durante el año 2008; mientras que REP fue la empresa que alcanzó mejores resultados, tal como se aprecia en la Tabla 22. Tabla 21 Resumen de Balance General al 31 de Diciembre de 2010 Empresas miles Activo de nuevos soles corriente Eteselva 26,166 ISA–Perú 17,319 Redesur 16,406 REP 116,896 Transmantaro 63,434 Total 240,221 Activo no corriente 211,666 134,227 153,655 1’046,228 385,241 1’931,017 2’171,238 Pasivo corriente 7,019 12,212 22,365 132,652 108,009 282,257 Pasivo no Patrimonio corriente neto 24,412 206,401 68,534 70,801 86,514 61,182 508,410 522,061 175,316 165,350 863,186 1’025,795 2’171,238 Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a. Asimismo, los ratios financieros registran a Consorcio Transmantaro con una razón corriente de 0.59, lo cual indicaría un bajo nivel de solvencia; mientras que Eteselva registra un alto nivel de solvencia, con un ratio de 3.37. Respecto al endeudamiento patrimonial, Redesur muestra el ratio más alto (1.78), lo cual indicaría un alto nivel de deuda total en relación con su patrimonio neto; entretanto, el nivel más bajo corresponde a Eteselva, con 0.15. En el ratio de gastos de personal, Consorcio Transmantaro registra una mayor productividad 89 (0.09), y Eteselva la menor productividad de la mano de obra (0.42), tal como se indica en la Tabla 23. De esta manera, la matriz MEFI ha sido confeccionada luego de analizar lo expuesto en los capítulos 3 y en el presente, con el fin de evaluar las principales fortalezas y debilidades del sector, según se aprecia en la Tabla 24. Tabla 22 Estados de Resultados Hasta el 31 de Diciembre de 2008 Utilidad Generación (pérdida) interna de de recursos operación 2,471 12,916 Utilidad (pérdida) neta Empresas miles de nuevos soles Ingresos Gastos Eteselva 23,675 21,204 Isa - Perú 29,380 10,828 18,552 24,297 10,570 Redesur 35,878 19,575 16,303 25,656 7,180 REP 225,590 125,492 100,098 144,134 53,229 Transmantaro 81,791 25,383 56,408 72,293 28,502 Total 396,314 202,482 193,832 279,296 99,476 Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a. -5 90 Tabla 23 Resumen de Ratios Financieros Empresas Razón corriente Endeudamiento patrimonial 3.73 1.42 0.73 0.88 0.59 0.85 0.15 1.14 1.78 1.23 1.71 1.12 Eteselva Isa – Perú Redesur REP CTM Sector transmisión GIR sobre patrimonio (%) 6.00 34.00 42.00 28.00 44.00 27.00 GIR sobre activo Efectividad de Gastos en fijo (%) cobranza personal (%) 6.00 (*) 0.42 18.00 29.52 0.14 17.00 29.34 0.19 (*) 37.16 0.28 20.00 31.86 0.09 31.00 49.24 0.23 Gestión de deuda 22.33 --------20.54 20.69 38.12 24.64 Rentabilidad económica (ROA) 1.10 11.20 7.40 8.50 12.60 8.70 Rentabilidad financiera (ROE) --------17.70 14.10 15.50 28.30 14.70 Nota. Tomado de “Anuario Estadístico 2008,” por OSINERGMIN, 2009a. (*) No aplica por ser casos con comportamientos atípicos. Conforme a lo evaluado, el valor total mostrado en la matriz EFI es de 2.91. Con ello se puede concluir que en el Perú existen factores optimistas para la inversión en infraestructuras de transmisión de energía, lo cual permitirá la realización de la visión planteada en el capítulo 4. Por este motivo, es necesario continuar con la promoción de estas actividades para incentivar la concurrencia de inversionistas, lo cual garantizará el éxito de los procesos concursales de Proinversión, así como las ampliaciones de las estructuras actuales. Tabla 24 Matriz de Evaluación de Factores Internos (MEFI) Factores determinantes Fortalezas 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. Atención de la demanda de transmisión eléctrica al 100% Buena gestión de los inversionistas privados en el sector Recursos energéticos abastecen la demanda local Capacidad de las empresas del sector para invertir en mercados de capitales Buena situación financiera de las empresas del sector Rentabilidad segura a largo plazo del 15% anual Alta especialización en el personal del sector Contratos de concesión a 30 años Facilidades de conseguir financiamiento Peso Valor Ponderación 0.05 0.05 0.05 0.10 0.05 0.05 0.05 0.15 0.05 4 3 4 4 3 4 3 4 4 0.20 0.15 0.20 0.40 0.15 0.20 0.15 0.60 0.20 Debilidades 0.60 1. 2. 3. 4. 5. 6 Valor: Estructura oligopólica del mercado nacional Alto costo de inversión en el sector Presencia de altos niveles de corrosión en la líneas ubicadas en costa Poca capacidad de negociación (condiciones basadas en los contratos de concesión) Riesgo de muerte del personal de mantenimiento de redes Competencia por captación de personal especializado en LLTT EAT 4. Fortaleza mayor 3. Fortaleza menor 2. Debilidad menor 1. Debilidad mayor 0.08 0.08 0.05 0.10 0.05 0.04 0.40 1.00 2.25 2 2 2 1 2 1 0.16 0.16 0.10 0.10 0.10 0.04 0.66 2.91 91 6.3 Conclusiones La principal fortaleza del sector se sustenta en que los principales ingresos provienen de contratos que permite a la empresa concesionada, disponer de una remuneración anual garantizada por 30 años, asegurándose los ingresos en ese período. Con esta condición, es posible alcanzar rentabilidad en el largo plazo, con el mejoramiento de los rendimientos basado en la capacidad de invertir capital. Reforzado por la solidez financiera de las empresas que conforman el sector de transmisión de energía, lo que constituye una importante fortaleza. Con relación a las debilidades, se tiene la escasa disponibilidad de mano de obra calificada en actividades técnicas, como mantenimiento e instalación. Otro aspecto es la poca capacidad de negociar de las empresas, una vez que las concesiones han sido adjudicadas, siendo requisito indispensable, una estricta evaluación de los proyectos. Dado los altos costos de la inversión de cada proyecto, que se constituye en una barrera para el ingreso de empresas medianas o pequeñas. 92 Capítulo VII Intereses Organizacionales, Principios Cardinales y Objetivos de Largo Plazo 7.1 Intereses Organizacionales Los intereses organizacionales del sector energía -también denominados sectoriales- deberán estar alineados con los grandes intereses nacionales, contemplados en el Plan Perú 2021. En dicho plan se proyecta la promoción de programas de modernización y reforma del Estado, los cuales deben generar condiciones para el desarrollo de un nuevo país. Todo ello será posible mediante la ejecución de programas estratégicos en educación, salud, infraestructura, ciencia y tecnología, energía, redes nacionales e internacionales de transporte multimodal. En suma, esta coyuntura permitirá alcanzar los estándares internacionales de gobernabilidad, competitividad, y desarrollo (Haya de la Torre, 2010). Por su parte, para el año 2021, el Centro Nacional de Planeamiento Estratégico (CEPLAN) propone alcanzar un ingreso per cápita de US$7,900, duplicar el actual PBI, triplicar el volumen actual de las exportaciones y reducir la pobreza en 13% con énfasis en la reducción de las desigualdades (CEPLAN, 2010). Los puntos que sustentan el desarrollo están concentrados en seis ejes estratégicos: (a) derechos fundamentales y dignidad humana; (b) oportunidades y acceso a los servicios; (c) Estado y gobernabilidad; (d) economía, competitividad y empleo; (e) desarrollo regional equilibrado e infraestructura; (f) recursos naturales y ambiente. De este modo, se espera lograr el óptimo desarrollo económico y social del país a través del aporte de las principales fuerzas políticas, 93 sociales e institucionales; y mediante la implementación de dichos ejes en los tres niveles de gobierno: Central, Regional y Local (Haya de la Torre, 2010). En tal sentido, la correcta distribución de la energía brindará grandes posibilidades de desarrollo para impulsar el progreso y romper el desequilibrio del grado de electrificación de Lima respecto al Callao (99.5%), a la Sierra (66.7%) y a la Selva (59%) (CEPLAN, 2010). Por otro lado, forman parte de los intereses sectoriales: (a) resolver los conflictos socio ambientales, y reducir el impacto social de los proyectos; (b) transferir competencias a los gobiernos regionales, para agilizar y descentralizar los procedimientos administrativos del sector; (c) promover las inversiones nacionales y extranjeras a través de adecuadas políticas, de claras normas técnicas y legales, y de un inventario actualizado de los recursos energéticos; (d) ejercer las buenas prácticas en asuntos relacionados a la salud y seguridad del factor humano en el desarrollo de las actividades y operaciones, forma parte esencial de la dirección del sector; (e) difundir y emplear tecnologías eficaces para proteger y conservar flora, fauna y ecosistemas, evitando efectos negativos; (f) armonizar los legítimos intereses empresariales, para contribuir a una vida digna y al desarrollo sostenible de la sociedad; (g) generar valor para los accionistas, los trabajadores, clientes, y sociedad en general; (h) crear empleo dignamente remunerado, y desarrollar encadenamiento productivo a través de industrias con valor agregado (SNMPE, 2010). Según el Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (FONAFE), se debe mejorar permanentemente la eficiencia de las empresas del Estado para que los beneficios obtenidos alcancen a la comunidad y 94 sean administrados con profesionalismo con el fin de alcanzar la rentabilidad y eficiencia (FONAFE, 2010). Asimismo, los intereses del sector deben mantener aseguradas las reservas de energía (las cuales aumentarán en 30% en 2010) para atender los incrementos repentinos de la demanda (Naranjo, 2010). De igual forma, los intereses del sector deben aprovechar el gran potencial hidroeléctrico del país para abastecer al mercado interno y exportar energía a los países vecinos, lo cual permitirá mejorar sustancialmente los ingresos y rentabilidad a través de una mayor solidez financiera (Dammert, 2010). El Perú cuenta con un potencial hidroeléctrico de 58,000 MW –14 veces superior a la demanda actual–. Por tal motivo, los proyectos hidroeléctricos deben ser promovidos, pues son la mejor alternativa: no contaminan y ofrecen tarifas menos costosas al consumidor. Así también, es necesaria una adecuada planificación en el sector, ya que cada gran proyecto requiere de seis años de puesta en marcha, y los problemas podrían presentarse a partir del año 2016 (Herrera, 2010). En tal sentido, los intereses sectoriales también deben garantizar la promoción de proyectos hidroeléctricos que impulsen la construcción de líneas de transmisión a través de la licitación de concesiones, las cuales estimulen el consumo industrial y doméstico. El comportamiento y conducta de las empresas que conforman el sector transmisión deberá ser congruente con la visión establecida, pues esto también es una forma de establecer los intereses sectoriales. La determinación de los objetivos de largo plazo será obtenida de manera más precisa cuando dichos objetivos sean el resultado de una evaluación conjunta de los intereses sectoriales, los puntos cardinales, la visión y la misión del sector. La correcta identificación de 95 los competidores del sector, sus propios intereses y, principalmente, la coincidencia y oposición con la de los otros componentes, será determinante en el establecimiento de las estrategias. Para ello, en la Tabla 25 se muestra la Matriz de Intereses Sectoriales, en los que se registra: (a) G.R. Comunidad, que representa a los gobiernos regionales, locales, y comunidad, sobre las que se instalan las redes de transmisión; (b) SNMPE – Empresas, que representa a las empresas de transmisión de energía eléctrica, a las que se adjudica las concesiones; (c) MINEN-DGE, representa al ministerio de energía y minas, y la dirección general de electricidad, responsable del desarrollo del sector; (d) Clientes, representa a las empresas distribuidoras y clientes libres. 7.2 Principios Cardinales El correcto análisis de los principios cardinales permitirá identificar adecuadamente los objetivos de largo plazo y plantear estrategias alineadas con la visión y misión del sector, así como con los intereses organizacionales. Asimismo, los principios cardinales están basados en el estudio de la influencia de los terceros en el proceso de negociación bilateral, en los criterios que fundamentan la conformación de alianzas entre las organizaciones, en la identificación de socios estratégicos y en la competencia como factor de estímulo para el desarrollo de procesos y productos creativos. Dentro del sector transmisión, los intereses comunes de las empresas que lo conforman están vinculados a la obtención de un marco de regulación estable por parte del Estado, así como a la transparencia en el otorgamiento de las concesiones y al apoyo del Gobierno en la resolución de los conflictos sociales. Para todo ello, se debe considerar a OSINERGMIN como 96 organismo regulador y al COES- SINAC como administrador del Sistema Interconectado Nacional. Respecto a los aspectos de viabilidad de las actividades de construcción, se debe considerar como positivo el relacionamiento con los gobiernos locales y con el Instituto Nacional de Cultura (INC) para realizar aquellas actividades que deban ser ejecutadas cerca de los lugares arqueológicos. Por su parte, las actividades que de alguna manera deban atravesar por áreas protegidas deben ser coordinadas con el INRENA y el Ministerio del Ambiente. Tabla 25 Matriz de Intereses Sectoriales Intensidad del interés Interés Sectorial Vital Importante Resolver los conflictos socio ambientales, y reducir el impacto social de los proyectos G.R., Comunidad, SNMPE , Empresas, y MINEM-DGE Clientes G.R., Comunidad y MINEM - DGE SNMPE Empresas MINEM – DGE, SNMPE y Empresas G.R. Comunidad Clientes Ejercer las buenas prácticas en asuntos relacionados a la salud y seguridad MINEM – DGE, SNMPE y Empresas G.R. Comunidad Clientes Emplear tecnologías eficaces para proteger y conservar flora, fauna y ecosistemas G.R. Comunidad, SNMPE y Empresas MINEMDGE Clientes Armonizar los intereses empresariales, para desarrollar la sociedad con una vida digna SNMPE, Empresas y MINEM-DGE G.R., Comunidad y Clientes Generar valor para los accionistas, para los trabajadores, clientes, y sociedad SNMPE, Empresas y MINEM-DGE G.R. , Comunidad y Clientes Crear empleo dignamente remunerado, y desarrollar industrias con valor agregado SNMPE – Empresas y G.R. Comunidad MINEMDGE y Clientes Transferir competencias a los G.R., para agilizar y descentralizar los procesos Promover las inversiones nacionales y extranjeras a través de adecuadas políticas Nota. Tomado de “El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia,” por D´Alessio, 2008. Periférico Clientes 97 7.2.1 Influencia de terceras partes. Las empresas del sector eléctrico y, especialmente las del sector de transmisión, están regidas por la supervisión de organismos de regulación. Esto organismos están enmarcados en la Ley de Concesiones Eléctricas, la misma que es identificada por el COES y lanzada a licitación por Proinversión. En tal sentido, existe una influencia clara de terceros durante el proceso de licitación, a través de la presentación de mejores ofertas al Estado, no solo en términos económicos, sino también en aspectos relacionados con la tecnología empleada, tiempo de entrega y capacidad de financiamiento. Como resultado de esto, existirá disconformidad en algunas empresas participantes y satisfacción en otras. Las alianzas no son comunes entre las empresas del sector de transmisión, pero sí hay reuniones de trabajo en las que se evalúan los alcances del sector y se comparten las experiencias y conocimientos técnicos desarrollados. La empresa con mayor participación es Red de Energía del Perú S.A. (REP), con un nivel de facturación de alrededor 51%; seguida por el Consorcio Transmantaro S.A., con 20%, empresas que pertenecen al Grupo ISA, que también lidera el sector de transmisiones en Colombia. Este aspecto es relevante porque este grupo opera con tecnología mejorada y con óptimos procedimientos de construcción y mantenimiento de las líneas de transmisión. Estos factores persuaden a las demás empresas a incrementar su competitividad empresarial. 7.2.2 Lazos pasados y presentes. La historia de la transmisión de energía eléctrica en el Perú comenzó el 15 de mayo de 1886, cuando la empresa Peruvian Electric Construction and Supply inició el servicio en Lima, cuatro años después de su inauguración en Nueva 98 York. Tres años más tarde, en 1889, se inauguró el alumbrado público en la ciudad de Arequipa y, en 1901, se continuó con la habilitación de la planta de vapor del Callao. Dos años más tarde, en 1903, se construyó la Hidroeléctrica de Chosica. En 1928, se transmitieron 33 kW de tensión a través de alambres de cobre de 42 mm2, los cuales fueron sustituidos en1935 por alambres de aluminio de 135 mm2, con lo cual se inició el proceso de expansión de la empresa (REP, 2007). Una vez que la Central de Callahuanca entró en operación en el año 1938, fue necesaria la construcción de una línea de transmisión de 52.5 km hasta Lima. Para ello se requirió de la instalación de 218 torres metálicas con una tensión de 60 kW, con lo cual se inició la transmisión de alta tensión en el Perú. No es hasta 1957 en que se inicia el primer plan de electrificación nacional proyectado hasta el año 1975. En 1958, comenzó a operar la L.T. Huallanca–Chimbote, con una tensión de 138 kW. Asimismo, en 1977, se lanzó la primera LT con tensión de 220 kW mediante la implementación de la Central de Huinco, lo cual impulsó aún más el consumo industrial y doméstico. En 2011, comenzará a operar la primera LT con tensión de 500 kW (REP, 2007). 7.2.3 Contrabalance de intereses. Los intereses de los competidores del sector transmisión de energía están concentrados en la obtención de un mayor número de concesiones que le generen ingresos regulares en el largo plazo. Así también, dichos intereses buscan alcanzar altos niveles de competitividad y productividad en la ejecución de las obras para reducir los costos y garantizar la alta rentabilidad sobre la inversión. De este 99 modo, la competencia de precios durante el proceso de licitación origina intereses opuestos entre las empresas que conforman el sector. Así, la construcción de gaseoductos se convierte en un factor de competencia para el sector de transmisión de energía, ante la eventualidad de que la generadora de energía eléctrica por medio de gas esté ubicada cerca de centros mineros o de la gran industria. En esos casos, se reduce la necesidad de líneas de transmisión, razón por la cual es necesaria una evaluación económica para determinar su viabilidad. Entonces, la implementación de líneas de transmisión dependerá del número de clientes y de los costos de transmisión de gas comparados con los costos de transmisión de la energía. 7.2.4 Conservación de los enemigos. Los competidores, y más aún los enemigos dentro de un sector, estimulan las ideas para enfrentar a la competencia mediante la innovación de productos y procesos que distingan a una organización de sus pares. Este contexto no caracteriza a las empresas que conforman el sector de transmisión de energía, pues, a pesar de que sí existe competencia por adjudicarse concesiones, no es posible calificar como enemigos a sus integrantes. En suma, el sentido de competencia conduce a adquirir las tecnologías más modernas e implementar mejores procedimientos. 7.3 Objetivos de Largo Plazo Los objetivos de largo plazo del sector transmisión de energía deberán estar alineados con la visión del sector, en la cual se plantea un notable crecimiento de la capacidad de la transmisión de energía del Sistema Interconectado Nacional. Esta mayor capacidad de transmisión deberá satisfacer 100 ampliamente la demanda interna de los próximos 20 años. Además, deberá atender la demanda externa producida por la integración regional en América Latina, para lo cual el sector deberá alcanzar altos niveles de productividad, confiabilidad y calidad en el servicio. Asimismo, para conseguir los objetivos de largo plazo del sector será necesario alcanzar los objetivos de corto plazo, implementar las estrategias externas específicas identificadas durante el proceso estratégico y realizar los planes de acción que coadyuven al cumplimiento de la visión, los valores y principios éticos (D’Alessio, 2008). 7.3.1 Primer objetivo de largo plazo (OLP 1). Para establecer este primer objetivo de largo plazo será necesario considerar los principales indicadores de estabilidad económica analizados, así como el crecimiento del país en las actividades extractivas altamente demandantes de energía eléctrica; todo lo cual acelerará el crecimiento del sector. En este sentido, es muy importante interconectar al país con sistemas de transmisión fortalecidos que aseguren el crecimiento de la demanda interna para los siguientes años. El primer objetivo de largo plazo del sector transmisión eléctrico queda definido como: “Hasta el año 2030, se deberá de lograr el fortalecimiento y modernización de las líneas de transmisión de energía en el Perú, incrementado de 0% hasta 33,500 GWh, a través de líneas de tensión de 500 kW, con un ritmo de crecimiento anual de 20% a partir del año 2011” (OLP1). Con el primer objetivo de largo plazo, es posible ayudar para alcanzar la visión del sector, porque está dirigida a incrementar la capacidad de transmitir energía con líneas de alta tensión de 500 kW, que permite atender el crecimiento de la demanda de forma económica y eficiente. 101 7.3.2 Segundo objetivo de largo plazo (OLP 2). Es importante ampliar la cobertura del proceso de electrificación en el Perú mediante el transporte de energía a las localidades de difícil acceso, con el fin de mejorar la calidad de vida de sus pobladores. Sin duda, esto les permitirá contar con servicios básicos, los que, a su vez, favorecerán la aparición de nuevas industrias para crear polos de desarrollo. Es esencial que este proceso sea desarrollado bajo estándares de alta calidad y costo de energía, de tal manera que sea posible su masificación. De este modo, será posible una óptima integración y desarrollo equitativo en todas las zonas del país. A partir de esto último se generará el segundo objetivo de largo plazo del sector transmisión eléctrica: "Hasta el año 2030, se deberá lograr la plena integración de los sistemas aislados al SEIN, incrementando la participación del consumo nacional de energía en provincias, de 51.5% que es actualmente, hasta el 70%, sobre una energía total consumida de 112,000 GWh, a un ritmo de crecimiento anual de 8.0%.” (OLP2). Con el segundo objetivo de largo plazo es posible ayudar para alcanzar la visión del sector, porque está dirigida a incrementar la demanda interna de energía eléctrica, a través del incremento del nivel de electrificación de las provincias, ya que algunas de ellas registran muy bajos niveles de consumo. Este mayor consumo estará se basará en el crecimiento urbano, rural, e industrial de las provincias, que se convertirá en el impulsador del sector. 7.3.3 Tercer objetivo de largo plazo (OLP 3). El Perú tiene un potencial de generación de energía hidroeléctrica de 180 GW, de los cuales solo utiliza el 5%. Esta coyuntura lo coloca como una potencia regional en la generación de energía, lo cual le permitirá desarrollar proyectos de 102 envergadura para aprovechar este potencial energético (Energiminas, Abril 2010). Adicionalmente, el Perú cuenta con gas natural para la generación termoeléctrica, así como con proyectos de generación de energía eólica, lo cual le permite potenciar aún más su matriz energética. En tal sentido, el tercer objetivo de largo plazo del sector de transmisión de energía queda definido como: “Hasta el año 2030, el Perú debe haber alcanzado la posición de segunda potencia exportadora de energía en la región, a través del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, con líneas de tensión de 750 kW, el cual deberá incrementarse de 0 a 38,000 GWh para atender la demanda externa, con un ritmo de crecimiento de 16% a partir del año 2016.” (OLP3). El tercer objetivo de largo plazo apoya para alcanzar la visión del sector, porque está dirigida a desarrollar la demanda externa de energía eléctrica de los países fronterizos, aprovechando el potencial de energía del país. Este objetivo dinamizará el sector de generación y transmisión al lograr importantes ingresos financieros por la venta de energía. 7.3.4 Cuarto objetivo de largo plazo (OLP4). La confiabilidad y continuidad del SEIN es muy importante para fortalecer el sector de transmisión, para lograrlo es necesario contar con un eficiente control de fallas e indisponibilidad de energía. Esto es posible alcanzar implementando un sistema sólido de mantenimiento preventivo, que reduzca la posibilidad de ocurrencia de fallas. Es así que el cuarto objetivo de largo plazo del sector de transmisión de energía eléctrico, queda definido como: “Hasta el año 2030, se deberá de alcanzar los más altos niveles de performance de fallas, reduciendo el número de fallas por cada 100 km del SEIN (TFL) de 4 a 0, y el indicador de 103 indisponibilidad de potencia expresado en horas (INDISL) de 8 horas a 0 horas. Con un ritmo de reducción de 29% anual en los indicadores.” (OLP4). El cuarto objetivo de largo plazo apoya para alcanzar la visión del sector, porque está dirigido a incrementar la calidad y confiabilidad del SEIN, que asegure el flujo de energía para atender tanto la demanda interna como externa. 7.3.5 Quinto objetivo de largo plazo (OLP5). La contratación de personal capacitado en el sector transmisión de energía se ha convertido en factor crítico para el crecimiento del sector en redes de extra alta tensión, es decir 500kW y 750 kW, y más aún en las zonas cercanas a los proyectos. Para enfrentar esta situación, las empresas deben de preparar programas acelerados de entrenamiento para el personal técnico de mantenimiento, y capacitar a sus profesionales en el extranjero, o contratarlos del exterior. En tal sentido, el quinto objetivo de largo plazo del sector de transmisión de energía eléctrico, queda definido: “Hasta el año 2030, se debe lograr la implementación de centros de educación superior en el norte, centro, sur y oriente del país, de los que egresen 800 profesionales y 4,200 técnicos, expertos en la instalación y mantenimiento de líneas de EAT, con un ritmo de 50 profesionales y 263 técnicos, a partir del año 2015.” (OLP5). El quinto objetivo de largo plazo apoya para alcanzar la visión del sector, porque está dirigido a incrementar el número de profesionales y técnicos en la instalación y mantenimiento de líneas de extra alta tensión. Con ello se espera incrementar y asegurar la calidad y confiabilidad del SEIN. 104 7.4 Conclusiones La visión y la misión del sector, así como los intereses sectoriales y puntos cardinales, permitirán lograr un entendimiento más exacto de los cursos de acción estratégicos que deben ser considerados en el análisis. Adicionalmente, los objetivos de largo plazo están dirigidos a la expansión de la infraestructura del sector para atender la demanda interna y vender los excedentes a los países vecinos. Además, buscan transformar la infraestructura del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional para ofrecer confiabilidad, calidad con menores costos. Bajo este contexto, se espera establecer un soporte energético para el crecimiento del país, con el fin de atender las necesidades sociales, ambientales y éticas de la nación. 105 Capítulo VIII Proceso Estratégico El análisis realizado hasta el momento ha dado como resultado la Matriz de Evaluación de Factores Externos, la Matriz del Perfil Competitivo y la Matriz de Evaluación de Factores Internos para el sector de transmisión eléctrico en el Perú. Dichas matrices sirven como principal insumo para las etapas de emparejamiento y salida de la formulación estratégica, las mismas que son desarrolladas a continuación. 8.1 Matriz de Fortalezas, Oportunidades, Debilidades y Amenazas (FODA) La matriz FODA es confeccionada sobre la base de la Matriz de Evaluación de Factores Externos y de la Matriz de Factores Internos para el sector de transmisión eléctrica en el Perú. La matriz FODA busca, de manera intuitiva, generar estrategias para las combinaciones entre fortalezas y oportunidades (FO), debilidades y oportunidades (DO), fortalezas y amenazas (FA) y debilidades y amenazas (DA). El objetivo de esta matriz es sacar ventaja de las oportunidades mediante el uso de las fortalezas para neutralizar las amenazas y minimizar las debilidades. En el Apéndice D se muestra la matriz FODA y las estrategias planteadas para cada uno de los cuadrantes. El emparejamiento de los factores críticos, tanto internos como externos, y la preparación de la matriz FODA producen las estrategias específicas como primer paso en la generación de propuestas estratégicas para el sector de transmisión eléctrica. Estrategias FO - Explotar. El uso de todas las fortalezas para aprovechar las oportunidades genera las siguientes estrategias: 106 1. Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior (Brasil, Colombia y Ecuador). 2. Estudiar nuevas fuentes de energía y su transmisión a través de la Amazonía a Brasil. 3. Impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía. 4. Buscar mayores incentivos tributarios para la construcción de plantas de energía (hídricas y gas). 5. Incentivar la tercerización para aumentar la eficiencia en el sector. 6. Promover estudios de factibilidad para interconectar las líneas con el resto de países vecinos. Estrategias DO - Buscar. Las estrategias que mejoran las debilidades internas para sacar ventaja de las oportunidades externas generan las siguientes estrategias: 1. Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa. 2. Incentivar la mayor especialización en el sector a través de convenios con los institutos tecnológicos (por ejemplo, SENATI). 3. Brindar mayores incentivos tributarios a los proyectos de transmisión. 4. Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa. 107 5. Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica a través de la aplicación de la tercerización reglamentada por ley desde el año 2008- de actividades que forman parte del negocio. 6. Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector. Estrategias FA - Confrontar. El uso de las fortalezas internas para reducir el impacto de las amenazas externas genera las siguientes propuestas estratégicas: 1. Incentivar la inversión en los nuevos proyectos hidroeléctricos en la Amazonía para la exportación a Brasil, lo cual traerá mejoras en infraestructura en las zonas aledañas. 2. Disminuir el tiempo de los trámites administrativos para la inversión en el sector. 3. Preparar planes de contingencia frente al cambio climático (diversificación de la matriz energética). 4. Incentivar la responsabilidad social con las comunidades y medio ambiente, los cuales pudieran ser afectados por las redes de transmisión. Estrategia DA - Evitar. Las acciones defensivas que consideran reducir las debilidades mediante la prevención de las amenazas exteriores, generan las siguientes estrategias: 1. Mejorar la política de seguridad de la infraestructura de transmisión, para lo cual se debe incluir a las comunidades aledañas a través de incentivos en los programas sociales de las empresas del sector. 108 2. Buscar nuevas fuentes de energía renovable para abastecer el consumo futuro. 3. Incentivar las estrategias de aventura conjunta (joint venture) con instituciones educativas de las zonas aledañas para formar técnicos del sector. 4. Dar leyes que incentiven la participación de mayores operadores del sector. 8.2 Matriz de la Posición Estratégica y Evaluación de la Acción (PEYEA) Esta matriz es usada como herramienta para determinar la apropiada postura estratégica del sector de transmisión de energía en el Perú, para lo cual este es ubicado en un contexto agresivo del mercado. En cuanto a los factores de la organización, la fortaleza financiera del sector es baja debido a los altos costos de inversión a los retornos menores y al largo periodo de recuperación (las concesiones son a 30 años en promedio), sin embargo es ubicado en el sector agresivo dado que son ingresos constantes y seguros en los que no existe prácticamente riesgos mayores debido a la estabilidad política y a la fortaleza de los contratos, sin embargo en una etapa preelectoral como es la que se avecina el tema político puede inclinar la balanza hacia el cuadrante conservador. Los detalles de su construcción se muestran en el Apéndice E (véase Figuras 44 y 45). En dicha matriz también se presenta una comparación relativa de la posición aproximada que tendría el sector en el mercado. El resultado del análisis de acuerdo a la metodología establecida en (D’Alessio, 2008) de X=2.44 y Y=0.75 (véase Figura 29), indica que el desempeño del sector de transmisión 109 eléctrica en el Perú es agresivo, por lo que se infieren las siguientes líneas de acción: 1. Optimizar la estructura financiera para maximizar los flujos que se recibe de las concesiones de transmisión eléctrica que son bajas porque la inversión se recupera en el largo plazo, para ello las empresas pueden lograr gran acogida en el mercado local, siendo los principales actores los fondos mutuos y AFP, estando entonces las condiciones ideales para la emisión de bonos o acciones. 2. Tener una política de ahorro de costos (liderazgo de costos) para así incrementar los márgenes de ganancia, ver las posibilidades de las economías de escala. 3. Buscar nuevos mercados porque la demanda interna es atendida sin problemas por los operadores locales. Brasil es el mejor cliente para incrementar y desarrollar el sector de transmisión en el largo plazo. Figura 29. Matriz PEYEA del sector de transmisión eléctrico. 110 8.2 Matriz del Boston Consulting Group (BCG) En este análisis se ha considerado la participación en el mercado y el crecimiento en las ventas del sector de transmisión eléctrico. En la Figura 30 se observa que el sector de transmisión es representado como un solo negocio dado que ofrece un único servicio. El sector de transmisión eléctrico, según la matriz BCG, es un signo de “vaca”, pues es una industria consolidada y posee una baja tasa de crecimiento y de retorno. En este caso, el sector tiene las siguientes características y estrategias: 1. Tiene alta participación relativa del mercado, pero compite en una industria de bajo crecimiento (esto cambiaría si se llegaran a concretar los contratos para abastecer la demanda de Brasil). 2. Genera exceso de liquidez para sus necesidades. 3. Este exceso es recolectado para todos los propósitos (nuevas inversiones). 4. Debe ser administrados para mantener una posición sólida durante el mayor tiempo posible. 5. Es conveniente aplicar estrategias de desarrollo de nuevos mercados. 6. Si el sector se debilita (el rendimiento llega a niveles iguales o similares a los que ofrece el sistema bancario), la estrategia sería la liquidación. 7. Debe mantener una estructura organizativa óptima. 111 Figura 30. Análisis del portafolio. 8.3 Matriz Interna y Externa (IE) La Figura 31 muestra la ubicación del sector de transmisión eléctrico, donde el tamaño y área del círculo son proporcionales al sector de transmisión eléctrico. Según los resultados de la matriz IE, es posible aplicar las estrategias de desarrollo de nuevos mercados hacia los países vecinos, entre los cuales Brasil resulta ser la mejor opción debido al gran mercado energético con el que cuenta. Asimismo, dichos resultados permitirían mejorar la estructura organizativa del sector. 112 La Matriz Interna Externa (IE) Puntajes totales de la matriz EFI Fuerte 3.0 a 4.0 Promedio 2.0 a 2.99 Débil 1.0 a 1.99 4.0 I II III 2.91 Alto Totales ponderados del EFE 3a4 3.0 IV 2.49 V VI VIII IX Medio 2 a 2.99 2.0 VII Bajo 1 a 1.99 1.0 Figura 31. Matriz Interna y Externa. 8.4 Matriz de la Gran Estrategia (GE) A través de esta matriz se evalúa y afina la elección acertada de las estrategias para el sector de transmisión en el Perú. En la Figura 32 se observa que el sector se encuentra en una posición competitiva fuerte y que presenta un rápido crecimiento del mercado. En esta matriz se recomiendan las siguientes estrategias: 1. Diversificación. En las redes de alta tensión en 500 kW en el mercado interno y 750 kW en la exportación de energía para mejorar la calidad y eficiencia (reducción de la merma del transporte de energía eléctrica) con el fin de transportar energía a grandes distancias y obtener mayores beneficios. Debido a que el costo de inversión es alto, es aconsejable la concesión de las redes al sector privado. 2. Desarrollo de mercado. La necesidad de Brasil de contar con grandes fuentes de energía hace posible la viabilidad de crecimiento del sector. 113 3. Liderazgo en costos. Se deben realizar mejoras en los procesos para incrementar los márgenes de ganancias. Figura 32. Matriz de la Gran Estrategia. 8.6 Matriz de Decisión En esta matriz son analizadas todas las estrategias anteriormente revisadas, luego de lo cual se procede a verificar la importancia de cada una de ellas mediante la selección de aquellas que solo abarcan tres o más impactos en las matrices FODA, PEYEA, BCG, IE y GE, tal como se aprecia en la Tabla 26. Posteriormente, a partir de las estrategias seleccionadas se ha desarrollado un segundo filtro bajo la pauta de los aspectos estratégicos que más se adecuan al sector, según el criterio de los investigadores. Este aspecto es resumido en la Tabla 27, para luego confeccionar la Matriz Cuantitativa de Planeamiento Estratégico. 114 Tabla 26 Matriz de Decisión Estratégica Estrategias FODA PEYEA BCG 1 Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior, en países como Brasil, Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile. X 2 Hacer estudios de nuevas fuentes de energía y su transmisión por la Amazonía a Brasil. X 3 Impulsar la construcción de de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía. X 4 Buscar mayores incentivos tributarios a la construcción de plantas de energía (hídricas y gas). X 5 6 7 Incentivar la tercerización en el sector para aumentar la eficiencia. Promover estudios de factibilidad para interconectar las líneas con el resto de países vecinos. Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes hacia mercados externos. Incentivar la mayor especialización en el sector a través de convenios con los institutos tecnológicos (SENATI). X X X Brindar mayores incentivos tributarios a los proyectos de transmisión. Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa. Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a través de la aplicación de la tercerización reglamentada por ley desde el año 2008- de actividades que forman parte del negocio. Optimizar la estructura organizativa del sector. Incentivar a la inversión de los nuevos proyectos hidroeléctricos en la Amazonía para la exportación a Brasil, lo cual traerá mejoras en infraestructura en las zonas aledañas. Disminuir el tiempo en trámites administrativos para la inversión en el sector. X 8 9 10 11 12 13 14 X X X X X 5.00 X X X 4.00 X X X 5.00 X 2.00 X X X 3.00 5.00 5.00 X X X X 1.00 X X X X X X X X X X X X 2.00 X 3.00 X 4.00 3.00 X 4.00 X X 16 Incentivar la responsabilidad social con las comunidades y el medio ambiente, que pudieran se afectados por las redes de transmisión. X Mejorar la política de seguridad de la infraestructura de transmisión, para lo cual se debe incluir a las comunidades aledañas a través de incentivos en los programas sociales de las empresas del sector. X X TOTAL X X 15 Preparar planes de contingencia frente al cambio climático (diversificación de la matriz energética). 17 X IE GE 1.00 X X X 4.00 1.00 X 2.00 18 Buscar nuevas fuentes de energía renovable para abastecer el consumo futuro. Incentivar las estrategias de aventura conjunta (joint venture) con instituciones educativas de las zonas aledañas para la formación de técnicos 19 del sector. X X X 2.00 20 Dar leyes que incentiven la participación de mayores operadores del sector. X X 2.00 X 2.00 X 3.00 21 Si el sector se debilita (el rendimiento llega a niveles iguales o similares a los que ofrece el sistema bancario), la estrategia sería la liquidación. Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kW, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kW para optimizar la capacidad de 22 transmisión. 1.00 X X X 115 Tabla 27 Filtros para la Evaluación Estratégica N° 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Alternativas estratégicas Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior, en países como Brasil, Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile. Hacer estudios de nuevas fuentes de energía y su transmisión por la Amazonía a Brasil. Impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía. Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa. Incentivar la tercerización en el sector para aumentar la eficiencia. Promover estudios de factibilidad para interconectar las líneas con el resto de países vecinos. Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa. Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a través de la aplicación de la tercerización reglamentada por ley desde el año 2008- de actividades que forman parte del negocio. Incentivar la inversión de los nuevos proyectos hidroeléctricos en la Amazonía para la exportación a Brasil, lo cual traerá mejoras en infraestructura en las zonas aledañas. Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector. Preparar planes de contingencia frente al cambio climático (diversificación de la matriz energética). Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kW, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kW para optimizar la capacidad de transmisión. Total Alternativas estratégicas 5 Desarrollo de mercados 4 Desarrollo de mercados 5 Desarrollo de mercados 4 Liderazgo en costos 3 Liderazgo en costos 5 Desarrollo de mercados 5 Aventura conjunta 4 Liderazgo en costos 4 Desarrollo de mercados 3 Liderazgo en costos 4 Desarrollo de mercados 3 Diversificación 116 8.7 Matriz Cuantitativa del Planeamiento Estratégico (MCPE) Con esta matriz se determina el atractivo relativo de las estrategias alternativas que son viables en el sector de transmisión eléctrica, las cuales se clasifican en: (a) Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior, debido a que el Perú cuenta con la ventaja competitiva energética en la región, la cual está concentrada en fuentes hídricas, pero estas son estacionales y, por ello, es necesaria una integración energética que abastezca en épocas de lluvias y que pueda comprar energía eléctrica en épocas de sequías; (b) Contratos de construcción de centrales hidroeléctricas orientados hacia países demandantes de energía, lo cual podrá concretarse a través de financiamiento de los países demandantes (tal es el caso de Brasil con el proyecto Inambari); por un plazo de 30 años se exportará 70% de la energía a Brasil y un 30% se quedaría en Perú para que, luego del plazo, sea propiedad del Estado Peruano; (c) Implementar leyes que favorezcan la eficiencia de la industria, tal como la Ley de Tercerización y el Marco general Regulatorio del Sector Electricidad, a través de las leyes y decretos supremos especificados en el Apéndice A; (d) Optimización de la estructura organizativa, mediante la cual será posible lograr una mayor eficiencia a través del uso de alta tecnología en redes de transmisión (750 kW) para exportar energía, especialización del personal y garantizar la mejora en los tiempos de trámites de proyectos de energía del sector; y (e) Fortalecer el SEIN con nuevas redes de transmisión (500 kW) que mejoren la capacidad de transmisión de energía eléctrica. La Tabla 28 muestra objetivamente cuáles son las mejores alternativas estratégicas sobre la base del grado de cumplimiento de los objetivos estratégicos, mediante los factores clave de éxito, tanto interno como externo. Los resultados obtenidos en dicha tabla muestran que todas las estrategias retenidas son aceptables, lo cual es demostrado por su calificación superior a cinco. 117 Tabla 28 Matriz Cuantitativa de Planeamiento Estratégico (MCPE) Alternativas estratégicas Desarrollo de mercados 1 2 3 4 “Incrementar la productividad y “Buscar nuevos “Impulsar la construcción competitividad del sector mercados energéticos de centrales hidroeléctricas transmisión de energía eléctrica, a en el exterior, en países y líneas de transmisión en través de la aplicación de la como Brasil, Ecuador, las zonas cercanas a los tercerización - reglamentada por ley Colombia, Bolivia y países demandantes de desde el año 2008- de actividades Chile”. energía”. que forman parte del negocio”. MATRIZ CUANTITATIVA DEL PLANEAMIENTO ESTRATÉGICO (MCPE) Factores determinantes de éxito Liderazgo en costos “Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector”. 5 Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa. Peso Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación 0.1 4 0.40 4 0.40 2 0.20 3 0.30 3 0.30 0.07 4 0.28 4 0.28 2 0.14 2 0.14 2 0.1 3 0.30 3 0.30 3 0.30 4 0.40 0.08 2 0.16 2 0.16 3 0.24 3 0.06 3 0.18 1 0.06 3 0.18 0.04 2 0.08 2 0.08 2 Aventura Conjunta Diversificación 6 7 “Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa”. “Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kW, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kW para optimizar la capacidad de transmisión”. Valor Ponderación Valor Ponderación 4 0.40 4 0.40 0.14 3 0.21 2 0.14 2 0.20 3 0.30 3 0.30 0.24 2 0.16 4 0.32 3 0.24 3 0.18 2 0.12 3 0.18 3 0.18 0.08 4 0.16 2 0.08 4 0.16 3 0.12 Oportunidades 1 2 3 4 5 6 Demanda de Energía de Países Vecinos (Brasil, Ecuador y Colombia) Grandes recursos hídricos, eólicos y geotérmicos Estabilidad política y macroeconómica del país Estímulos tributarios para energía renovables Ampliación del sistema eléctrico interconectado nacional en los próximos años Leyes que promueven la inversión de transmisión eléctrica 7 Grado de inversión 0.08 2 0.16 1 0.08 2 0.16 4 0.32 2 0.16 3 0.24 2 0.16 8 La Ley de Tercerización 0.06 2 0.12 1 0.06 4 0.24 3 0.18 4 0.24 2 0.12 1 0.06 0.08 3 0.24 4 0.32 2 0.16 2 0.16 2 0.16 3 0.24 3 0.24 0.06 2 0.12 2 0.12 2 0.12 2 0.12 2 0.12 2 0.12 1 0.06 0.08 2 0.16 2 0.16 2 0.16 2 0.16 2 0.16 2 0.16 2 0.16 0.04 3 0.12 2 0.08 2 0.08 4 0.16 3 0.12 2 0.08 2 0.08 0.08 3 0.24 3 0.24 2 0.16 2 0.16 2 0.16 3 0.24 2 0.16 0.03 1 0.03 2 0.06 3 0.09 3 0.09 4 0.12 1 0.03 3 0.09 0.04 1 0.04 2 0.08 4 0.16 2 0.08 2 0.08 3 0.12 2 Amenazas 1 2 3 4 5 6 7 Falta de infraestructura en el ámbito nacional Riesgo de ataques terroristas a las líneas de transmisión y a las subestaciones Riesgo de cambio climático en los próximos años, como sequías (hidroeléctricas) Demora en trámites administrativos del estado que afectan la inversión Demanda y oposición social frente a los proyectos Aumento de las exigencias medioambientales Servidumbres ocupadas que afectan la operación y el mantenimiento 0.08 (tabla continua) 118 Alternativas estratégicas Desarrollo de mercados 1 2 3 4 “Incrementar la productividad y “Buscar nuevos “Impulsar la construcción competitividad del sector mercados energéticos de centrales hidroeléctricas transmisión de energía eléctrica, a en el exterior, en países y líneas de transmisión en través de la aplicación de la como Brasil, Ecuador, las zonas cercanas a los tercerización - reglamentada por ley Colombia, Bolivia y países demandantes de desde el año 2008- de actividades Chile”. energía”. que forman parte del negocio”. MATRIZ CUANTITATIVA DEL PLANEAMIENTO ESTRATÉGICO (MCPE) Factores determinantes de éxito Liderazgo en costos Peso Valor Ponderación Valor 0.05 3 0.15 3 0.05 4 0.20 0.05 3 0.1 Ponderación “Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector”. Valor Ponderación 5 Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa. Valor Ponderación Aventura Conjunta Diversificación 6 7 “Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa”. “Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kW, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kW para optimizar la capacidad de transmisión”. Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación 0.15 2 0.10 2 0.10 2 0.10 2 0.10 3 0.15 2 0.10 4 0.20 4 0.20 3 0.15 4 0.20 4 0.20 0.15 4 0.20 2 0.10 2 0.10 2 0.10 3 0.15 2 0.10 2 0.20 3 0.30 4 0.40 4 0.40 4 0.40 3 0.30 4 0.40 0.05 4 0.20 3 0.15 3 0.15 4 0.20 3 0.15 3 0.15 4 0.20 0.05 3 0.15 4 0.20 3 0.15 4 0.20 3 0.15 4 0.20 4 0.20 0.05 2 0.10 2 0.10 4 0.20 1 0.05 4 0.20 2 0.10 2 0.10 0.15 3 0.45 4 0.60 2 0.30 3 0.45 2 0.30 3 0.45 2 0.30 0.05 3 0.15 3 0.15 2 0.10 4 0.20 2 0.1 4 0.20 2 0.10 0.08 4 0.32 4 0.32 2 0.16 2 0.16 1 0.08 3 0.24 4 0.32 0.08 3 0.24 2 0.16 4 0.32 4 0.32 2 0.16 4 0.32 4 0.32 0.05 1 0.05 2 0.10 2 0.10 2 0.10 2 0.10 2 0.10 1 0.05 0.1 2 0.20 1 0.10 2 0.20 2 0.20 4 0.40 3 0.30 2 0.20 0.05 2 0.10 2 0.10 4 0.20 1 0.05 4 0.20 1 0.05 1 0.05 0.04 2 0.08 2 0.08 4 0.16 2 0.08 4 0.16 2 0.08 2 0.08 Fortalezas 1 2 3 4 5 6 Atención de la demanda de transmisión eléctrica al 100% Buena gestión de los inversionistas privados en el sector Recursos energéticos abastecen la demanda local Capacidad de las empresas del sector para invertir en el mercado de capitales Buena situación financiera de las empresas del sector Rentabilidad segura a largo plazo del 15% anual 7 Alta especialización en el personal del sector 8 Contratos de concesión a 30 años Facilidades de conseguir financiamiento 9 Debilidades 1 2 3 4 5 6 Estructura oligopólica del mercado nacional Alto costo de inversión en el sector Presencia de altos niveles de corrosión en la líneas ubicadas en costa Poca capacidad de negociación (condiciones basadas en los contratos de concesión) Riesgo de muerte del personal de mantenimiento de redes Competencia por captación de personal especializado en LLTT EAT 2.00 5.37 5.29 5.31 5.66 5.47 5.86 5.24 119 8.8 Matriz Rumelt A partir de los aspectos ya revisados, es posible mostrar la Matriz de Rumelt, la cual considera los criterios de: (a) consistencia, cuando no existen objetivos o políticas mutuamente excluyentes;(b) consonancia, la cual es adaptativa al entorno; (c) factibilidad, la cual provee ventajas competitivas; y (d) ventaja, la cual no origina sobrecostos. Según D’Alessio (2008), las estrategias, para ser aprobadas, deben estar alineadas con cada uno de los cuatro filtros indicados, conforme se detalla en la Tabla 29. En el análisis hecho a las estrategias seleccionadas para el sector transmisión, es posible observar que todas las estrategias cumplen con los criterios de Rumelt. Tabla 29 Matriz de Rumelt Alternativas estratégicas Consistencia Consonancia Factibilidad Ventaja Se acepta Desarrollo de mercados 1. “Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior, en países como Brasil, Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile”. 2. “Impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía”. Liderazgo en costos Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí 3 “Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a través de la aplicación de la tercerización - reglamentada por ley desde el año 2008- de actividades que forman parte del negocio” Sí Sí Sí Sí Sí 4. “Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector”. Sí Sí Sí Sí Sí (tabla continúa) 120 Alternativas estratégicas 5. Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa. Consistencia Consonancia Factibilidad Ventaja Se acepta Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Aventura conjunta 6. “Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa”. Diversificación 7. “Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kW, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kW para optimizar la capacidad de transmisión”. 8.9 Matriz de Ética Esta matriz tiene la finalidad de verificar que las estrategias seleccionadas del subsector de transmisión eléctrica no violen los aspectos relacionados con los derechos, la justicia y el utilitarismo. Si alguna de las estrategias atenta contra estos derechos, es injusta o es perjudicial para los stakeholders del sector, se debe evitar su aplicación y, por consiguiente, deben ser rechazadas (ver Figura 33). 8.10 Conclusiones En este capítulo el sector de transmisión de energía ha procesado toda la información de los capítulos anteriores de los entornos internos y externos para producir a través de las matrices de planeamiento estratégicas las diversas estrategias especificas que permitan alcanzar la visión las cuales son: (a) Buscar 121 nuevos mercados energéticos en el exterior, en países como Brasil, Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile (desarrollo de mercados), (b) Impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía (desarrollo de mercados), (c) Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa (aventura conjunta), (d) Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a través de la aplicación de la tercerización de actividades que forman parte del negocio, reglamentada por ley desde el año 2008 (liderazgo en costos), (e) Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector (liderazgo en costos), (f) Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN alcanzando un sistema estable (liderazgo en costo), y (g) Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kW, y a futuro con redes de tensión de 750 kW para optimizar la capacidad de transmisión (diversificación). Estas estrategias alternativas y especificadas son nuevamente filtradas por matrices de ética y de Prueba de Estrategias para corroborar que cumplan con éxito los requerimientos del sector. Las estrategias seleccionadas muestran la dirección que debería seguir el sector a través del desarrollo de nuevos mercados externos y alcanzar mejores niveles de eficiencia en sus procesos (Liderazgo en costos, aventura conjunto y diversificación). 122 Estrategias Seleccionadas 1. Impacto en el derecho a la vida. Viola Neutral Promueve x 2. Impacto en el derecho a la propiedad . Viola Neutral Promueve x Desarrollo de Mercados Liderazgo en Costos 3. Impacto en el derecho al libre pensamiento. Viola Neutral Promueve x DERECHOS Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior (Brasil, Colombia y Ecuador) : F6, F8, O1,O6 Impulsar contratos de construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía: F9, F1, O1 Implementar leyes que favorezcan la eficiencia de la industria como incentivar el uso de tercerización en las actividades que no son del Giro del sector : D2, D3, D5, D6, O8 “Estimular la optimización de la estructura Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kV, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kV para optimizar la capacidad de transmisión. Figura 33. Matriz de Ética. JUSTICIA Viola UTILITARISMO Diversificación 5. Impacto en el derecho a la libertad de conciencia. Viola Neutral Promueve x 7. Impacto en el derecho al debido proceso. Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa. Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa: D 1, O1, O2, O5, O6 x 6. Impacto en el derecho a hablar libremente. Viola Neutral Promueve x organizativa del sector”. Aventura Conjunta 4. Impacto en el derecho a la privacidad. Viola Neutral Promueve Neutral Promueve 8. Impacto en la distribución. Justo x Neutro Injusto 9. Equidad en la administración. Justo x Neutro Injusto 10. Normas de compensación. Justo x Neutro Injusto 11. Fines y resultados estratégico. Excelentes x Neutro Perjudicial 12. Medios estratégicos empleados Excelentes x Neutro Perjudicial x 123 Capítulo IX Dirección e Implementación Estratégica La segunda etapa del proceso corresponde a la dirección e implementación de la puesta en marcha de los lineamientos estratégicos, etapa en la que deben ser ejecutadas las estrategias para el sector de transmisión de energía. Asimismo, se plantean los objetivos de corto plazo, los cuales, a su vez, se relacionan con cada uno de los objetivos de largo plazo planteados, para alcanzar la visión del sector mediante una correcta ejecución de las estrategias seleccionadas dentro del proceso. Las estrategias definidas para el sector son siete y están orientadas hacia el desarrollo de mercados, la aventura conjunta, el liderazgo en costos y la diversificación. 9.1 Objetivos de Corto Plazo Para establecer los objetivos de corto plazo (OCP) del sector transmisión de energía, es preciso considerar que estos deben facilitar la consecución de los objetivos de largo plazo y a través de ellos la visión, respetando los valores y principios éticos planteados. Para el cumplimiento de los OCP, se le deberán de asignar los recursos financieros, logísticos, humanos y tecnológicos necesarios. Por ello, el planteamiento aplicado deberá ser descentralizado para que cada componente del sector asuma las metas y desafíos de su área o sector. Es importante una adecuada determinación de los OCP pues a través de ellos es posible plantear prioridades, obtener retroalimentación hacia el proceso y monitorear los avances hacia los objetivos estratégicos. Objetivo de largo plazo 1 (OLP1). Para el primer objetivo de largo plazo, el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, se deberá de lograr el 124 fortalecimiento y modernización de las líneas de transmisión de energía, que permita incrementar el consumo interno de 0 hasta 33,500 GWh, a través de líneas de tensión de 500 kW, con un ritmo de crecimiento anual de 20% a partir del año 2011.” (OLP1), se han establecido los siguientes objetivos de corto plazo. Objetivo de corto plazo (OCP11): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, el SEIN logre transmitir 2,170 GWh de consumo de energía, a través de líneas de tensión de 500 kW, alcanzando un crecimiento de 150% en el período. El OCP11 apoya directamente al OLP1, porque está dirigido hacia la puesta en marcha de líneas de alta tensión de 500 kW, ya que para el año 2015 entrarán en operación las líneas de 500 kW; ChilcaLa Planicie-Zapallal, Chilca-Marcona-Montalvo, y Zapallal-Trujillo; las que darán el primer impulso en el uso de alta tensión en el Perú. Proyectándose que alcance una transferencia de carga superior a 2,000 GWh, que representaría el 5% del consumo nacional. Este objetivo marcará el ritmo para los siguientes tres quinquenios, siendo necesario incrementar la participación a medida que ingresen más líneas de 500 kW al SEIN, hasta alcanzar el 30% deseado. Objetivo de corto plazo (OCP12): En un plazo de cinco años, hacia fines del 2015, el SEIN a través de sus líneas de mediana y baja tensión, logre incrementar su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370 GWh, manteniendo un crecimiento anual de 5.5%. El OCP12 apoya directamente al OLP1, porque está dirigido a incrementar la instalación de líneas de mediana y baja tensión para que transmitan la energía tomada de las líneas de extra alta tensión, incrementando la productividad global del SEIN. 125 Estas líneas son las que abastecen a las localidades y pueblos del interior del país, y son necesarias por requieren una menor área de servidumbre y reduce el impacto ambiental. Objetivo de corto plazo (OCP13): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de integrar al menos dos proyectos de generación de energía geotérmica, al SEIN. El OCP13 apoya directamente al OLP1, porque está dirigido hacia la generación y transmisión de energía renovable, cercana a las localidades y provincias que utilizan la energía, utilizándose líneas de baja tensión. Esto evita sobrecargar las líneas de extra alta tensión, favoreciendo el transporte de una mayor cantidad de energía a más destinos. Objetivo de largo plazo 2 (OLP2). Para el segundo objetivo de largo plazo, el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, se deberá lograr la plena integración de los sistemas aislados al SEIN, incrementando la participación del consumo nacional de energía en provincias, de 51.5% que es actualmente, hasta el 70%, sobre una energía total consumida de 112,000 GWh, a un ritmo de crecimiento anual de 8.0%.”(OLP2), se han establecido los siguientes objetivos de corto plazo. Objetivo de corto plazo (OCP21): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los departamentos de la sierra, pasen de 6,520 a 10,530 GWh, representando el 24.3% del consumo nacional; con un ritmo de crecimiento de 10.07% anual. El OCP21 apoya directamente al OLP2, porque está dirigido a incrementar la demanda interna de los departamentos de la sierra, y la 126 participación en el consumo nacional, de 20% a 24.3%. El COES se encargará de controlar los indicadores de crecimiento. Objetivo de corto plazo (OCP22): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los departamentos de la selva, pasen de 819 a 1,462 GWh, representando el 3.37% del consumo nacional; con un ritmo crecimiento de 12.32% anual. El OCP22 apoya directamente al OLP2, porque está dirigido a incrementar la demanda interna en los departamentos de la selva, que tienen los índices más bajos de electrificación, siendo actualmente de 2.5%. Para satisfacer el objetivo se deberá de trabajar en la generación de industrias medianas y pequeñas, en el desarrollo urbanístico de las ciudades y poblados, y en incrementar el nivel de vida. Objetivo de Corto Plazo (OCP23): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, el coeficiente de electrificación de la sierra deberá de incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de crecimiento anual de 5%. El OCP23 apoya directamente al OLP2, porque está dirigido a incrementar el coeficiente de electrificación de los departamentos de la sierra, especialmente Apurímac, Ayacucho, y Huancavelica. Objetivo de largo plazo 3 (OLP3). Para el tercer objetivo de largo plazo, el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, el Perú debe haber alcanzado la posición de segunda potencia exportadora de energía en la región, a través del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, con líneas de tensión de 750 kW, el cual deberá incrementarse de 0 a 38,000 GWh para atender la demanda externa, 127 con un ritmo de crecimiento de 16% a partir del año 2016.” (OLP3), se han establecido los siguientes objetivos de corto plazo. Objetivo de corto plazo (OCP31): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de exportar los primeros 5,000 GWh a través del SEIN con líneas de 750 kW de tensión. El OCP31 apoya directamente al OLP3, porque está dirigido impulsar la exportación de energía dentro de los próximos seis años, bajo líneas de transmisión de extra alta tensión 750 kW. Objetivo de corto plazo (OCP32): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de negociar una tarifa de exportación de US$80.00 / MWh, que genere ingresos por US$400,000 el primer año. El OCP32 apoya directamente al OLP3, porque está dirigido a captar ingresos financieros a través de la exportación de energía eléctrica que hagan sostenible los proyectos de inversión. Objetivo de corto plazo (OCP33): En un plazo de siete años, hacia fines del año 2017, se deberá de reducir el costo marginal promedio anual de US$38.33 / MWh a US$23.00 / MWh. Con un ritmo de reducción aproximado de 6%. El OCP33 apoya directamente al OLP3, porque está dirigido a eliminar la alta variación de los costos marginales de generar y transportar un MWh, para mantener la rentabilidad de los proyectos. Objetivo de largo plazo 4 (OLP4). Para el cuarto objetivo de largo plazo, el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, se deberá de alcanzar los más altos niveles de performance de fallas, reduciendo el número de fallas por cada 100 km del SEIN (TFL) de 4 a 0, y el indicador de indisponibilidad de potencia expresado en horas (INDISL) de 8 horas a 0 horas. Con un ritmo de reducción de 29% anual en los indicadores.” (OLP4), se han establecido los siguientes objetivos de corto plazo. 128 Objetivo de corto plazo (OCP41): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá lograr un incremento en la instalación de enlaces redundantes en las líneas troncales del SEIN, de 30% a 100% de la red. El OCP41 apoya directamente al OLP4, porque la instalación de enlaces redundantes en las líneas troncales evita la interrupción de energía en el SEIN, incrementando la confiabilidad. Objetivo de corto plazo (OCP42): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá de reducir el número de fallas de desconexión ocurridas por semestre de 27 a 5. El OCP42 apoya directamente al OLP4, porque el número de fallas ocurridas en el uno de los indicadores más usados para medir la confiabilidad del SEIN. Objetivo de corto plazo (OCP43): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá de reducir el número de horas de indisponibilidad de energía de 17 a 5. El OCP43 apoya directamente al OLP4, porque es el segundo indicador más importante usado para medir la confiabilidad del sistema del SEIN. La tolerancia que da el MINEM es igual para las zonas de la costa, sierra, y selva. Objetivo de largo plazo 5 (OLP5). Para el quinto objetivo de largo plazo, el cual ha sido definido como: “Hasta el año 2030, se debe lograr la implementación de centros de educación superior en el norte, centro, sur y oriente del país, de los que egresen 800 profesionales y 4,200 técnicos, expertos en la instalación y mantenimiento de líneas de EAT, con un ritmo de 50 profesionales y 263 técnicos, a partir del año 2015.” (OLP5), se han establecido los siguientes objetivos de corto plazo. Objetivo de corto plazo (OCP51): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que entren en funcionamiento 10 centros de educación superior, 2 en 129 el norte, 3 en el centro, 3 en el sur, y 2 en el oriente. El OCP51 apoya directamente al OLP5, porque plantea la instalación de centros de capacitación de alta especialización en instalación y mantenimiento de líneas de extra alta tensión distribuidas. Objetivo de corto plazo (OCP52): En un plazo de ocho años, hacia fines del año 2018, lograr que el 20% de los ingenieros y técnicos, tengan certificación internacional para atender líneas de extra alta tensión (500 kW y 750 kW). El OCP52 apoya directamente al OLP5, porque ayuda a elevar el nivel profesional de los técnicos y ejecutivos del sector. Objetivo de corto plazo (OCP53): En un plazo de tres años, hacia fines del año 2013, el MINEM a través de CARELEC, deberá haber firmado al menos tres convenios para transferencia de conocimientos y tecnología, con institutos nacionales y extranjeros de educación superior. El OCP53 apoya directamente al OLP5, asegura una óptima transferencia de conocimientos técnicos a través de convenios. Por su parte, las estrategias identificadas deben ser relacionadas con los objetivos de corto plazo para establecer las acciones estratégicas que deberán seguirse. La Estrategia 1 plantea: “Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior, en países como Brasil, Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar el tercer objetivo de largo plazo (OLP3). Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de energía para implementar la estrategia 1 son: AE11. Estudiar la proyección del crecimiento económico de los países vecinos, los principales indicadores macroeconómicos, los sectores 130 estratégicos que más aportan al PBI de cada uno de ellos; así como la situación política, social y financiera de los mismos. AE12. Estudiar la demanda de energía de los países fronterizos, su capacidad de generación actual, la composición de su matriz energética, así como el déficit o superávit que podrían tener en los próximos 20 años. AE13. Preparar estudios de factibilidad de la instalación de líneas de transmisión de energía eléctrica con tensión 750 kW en los países que demandarán energía en el futuro, para lo cual se deberá proyectar el costo promedio de producir y transferir 1 GWh. AE14. Evaluar las posibles restricciones que pudieran presentarse respecto a asuntos políticos, legales, impedimentos técnicos y geográficos, para determinar posteriormente las alternativas de solución. AE15. Buscar puntos de convergencia, y sobre esa base, preparar acuerdos binacionales o de complementariedad energética para dirigir los proyectos de generación y transmisión. La Estrategia 2 plantea “Impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar el tercer objetivo de largo plazo (OLP3). Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de energía para implementar la estrategia 2 son: AE21. Actualizar los estudios que permitan explotar nuevas fuentes de energía hidroeléctrica -tales como cuencas, caídas de agua- 131 mediante el trabajo y análisis hecho por especialistas nacionales y extranjeros. AE22. Establecer nuevas zonas de interconexión eléctrica cercanas a las centrales hidroeléctricas. AE23. Preparar estudios de impacto ambiental preliminares para prever futuras restricciones vinculadas a temas sociales, medioambientales y respecto al uso del agua. AE24. Seleccionar aquellas zonas o proyectos que pudieran tener un impacto positivo en la economía de las zonas identificadas como factibles. AE25. Formar un comité que busque comprometer la voluntad de la sociedad en los proyectos energéticos, con preponderancia en los beneficios para la comunidad, en la protección de los recursos, en la generación de divisas y en la creación de pequeñas industrias. AE26. Promover a través del Ministerio de Trabajo y MINEN, la contratación de personal técnico y profesional residentes o cercanos a las zonas de instalación de los proyectos. La Estrategia 3 plantea: “Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar el primer, segundo, y tercer objetivo de largo plazo (OLP1, OLP2 y OLP3). Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de energía para implementar la estrategia 3 son: 132 AE31. Estimular la aparición de nuevas empresas internacionales participantes en las licitaciones para obtener las concesiones, potenciando la labor de Proinversión y de los consulados en el extranjero. AE32. Fomentar un marco regulatorio estable para el otorgamiento de las concesiones, el cual facilite la realización de convocatorias. AE33. Perfeccionar los criterios de otorgamiento de concesiones sobre la base del costo mínimo de las propuestas, de manera tal que se alcance un mayor nivel de competitividad. AE34. Establecer algunos beneficios tributarios para los inversionistas que favorezcan la generación de polos de desarrollo. AE35. Establecer sinergias entre las empresas de generación y transmisión para preparar planes coordinados, dado que son complementarios. La Estrategia 4 plantea: “Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a través de la aplicación de la tercerización -reglamentada por ley desde el año 2008- de las actividades que forman parte del negocio”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar el cuarto y quinto objetivo de largo plazo (OLP4 y OLP5). Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de energía para implementar la estrategia 4 son las siguientes: Objetivo de corto plazo (OCP21): En un plazo de seis años, lograr la instalación de enlaces redundantes en el 100% de las líneas troncales de transmisión del SEIN. 133 Objetivo de corto plazo (OCP22): En un plazo de tres años, lograr que el MINEM, a través del Consejo de Administración de Recursos para la Capacitación en Electricidad (CARELEC), auspicie un mínimo de dos técnicos por empresa al año, para fortalecer el SEIN con personal altamente calificado. Objetivo de corto plazo (OCP32): En un plazo de cinco años, lograr que el 20% de los técnicos y personal especializado de mantenimiento, tengan certificación para atender líneas de extra alta tensión (500 kW y 750 kW). Las acciones de la estrategia 4 (AC4): AE41. Difundir adecuadamente entre las empresas del sector los alcances, las ventajas y límites de la Ley de Tercerización. AE42. Implementar centros de capacitación técnica para que el sector eléctrico obtenga mano de obra calificada. AE43. Promover la alta especialización de las actividades que corresponden al giro principal del negocio, con el fin de incrementar la competitividad y rentabilidad de las empresas. AE44. Buscar especialistas en la identificación y rediseño de actividades que no agreguen valor al proceso. AE45. Evaluar la gestión del sector a través del benchmarking interno y externo, el cual deberá ser medido, principalmente, con corporaciones internacionales del mismo sector. La Estrategia 5 plantea: “Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar el primer, segundo, tercer, y cuarto objetivo de largo plazo (OLP1, OLP2, OLP3 y OLP4). 134 Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de energía para implementar la estrategia 5 son: AE51. Implementar en el COES-SINAC, una división para gestionar la exportación de los excedentes de energía, basado en el comercio electrónico e información en línea. AE52. Se deberá de implementar en OSINERGMIN una unidad para realizar gestión preventiva, basado en estándares internacionales, aprovechando las lecciones aprendidas, y ejerciendo la docencia. AE53. Proinversión deberá de optimizar los tiempos de preparación y ejecución de las bases para licitar las adjudicaciones de concesiones, a través de un proceso de reingeniería de procesos. AE54. Las funciones que actualmente desarrolla Adinelsa, deberán de ser absorbidas por la dirección general de electrificación, para evitar duplicidad y lentitud en los procesos. AE55. Las funciones que actualmente desempeña Fonafe con las empresas de electricidad, pasaran íntegramente a la DGE. La Estrategia 6 plantea: “Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar del primer al quinto objetivo de largo plazo (OLP1, OLP2, OLP3, OLP4 y OLP5). Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de energía para implementar la estrategia 6 son: 135 AE61. Promover el uso de equipos y tecnología que incrementen la calidad y confiabilidad de la transmisión de energía, disminuyan la pérdida y que reduzcan los costos de operación. AE62. Promover el uso de indicadores eléctricos superiores a los empleados actualmente, que permita colocar al SEIN bajo estándares internacionales más exigentes. AE63. Mantener actualizado la información obtenida a través del benchmarking con países más adelantados, en asuntos relacionados con las fallas y confiabilidad de los sistemas eléctricos. AE64. Implementar sistemas preventivos de contingencia para evitar las caídas de tensión, por motivos de fuerza mayor, como desastres naturales. AE65. Mejorar los sistemas de monitoreo de OSINERGMIN para mejorar la supervisión de fallas. AE66. Promover la transferencia de conocimientos especializados en el sector a través de seminarios internacionales y convenios con países altamente industrializados. AE67. Preparar convenios con la Universidad de Ingeniería, para la instalación de institutos tecnológicos para la gestión de la electricidad, en las diferentes zonas del país. AE68. Promover viajes de capacitación de los profesionales y técnicos a los países con mayor tecnología y que poseen mayores adelantos. 136 AE69. Contratar expertos internacionales para optimizar la capacitación, el entrenamiento, y la actualización de ingenieros y técnicos de las zonas de generación y transmisión de energía. La Estrategia 7 plantea: “Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kW, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kW para optimizar la capacidad de transmisión”. Esta estrategia está dirigida a alcanzar del primer, segundo, tercero y quinto objetivo de largo plazo. Las acciones que se deberán de ejecutar en el sector de transmisión de energía para implementar la estrategia 7 son: AE71. Promover internacionalmente el interés por invertir en el sector energético peruano, principalmente, en generación y transmisión de energía. Para ello, se debe acudir a las agregadurías comerciales, así como generar acuerdos y convenios con empresas internacionales. AE72. Impulsar la transferencia de conocimientos y tecnología con países que mantienen una aplicación intensa de las redes de alta tensión de 750 kW o más, para una adecuada preparación de los proyectos y concesiones. AE73. Permitir el ingreso a los proyectos de instalación de líneas de extra alta tensión, a los profesionales y técnicos certificados, que aseguren una sólida capacitación y entrenamiento. AE74. Estimular la inversión en líneas de extra alta tensión brindando estabilidad jurídica a los proyectos, y la posibilidad de invertir en proyectos que devengan de los principales. 137 AE75. Fomentar el uso de la energía eléctrica en las zonas alejadas del país, a través de proyectos de industrialización, que requiera líneas secundarias de mediana y baja tensión, que demande energía a EAT. 9.2 Desarrollo de la Estructura Organizacional Es preciso evaluar la actual estructura organizacional del sector transmisión de energía con el fin de determinar si es óptima para la implementación de las estrategias. Los principales componentes de este sector son: el MINEM, el OSINERGMIN, el COES SINAC, la SNMPE conformados por las empresas privadas que participan en las licitaciones y la comunidad que es beneficiada con la energía eléctrica. La dinámica del sector está basada en la adjudicación de contratos de concesión a empresas privadas en el largo plazo. Luego de determinar las estrategias en la etapa de formulación del plan estratégico del sector de transmisión de energía eléctrico, empieza la etapa de implementación (D’Alessio, 2008). Para implementar las estrategias se requieren: (a) la motivación del factor humano involucrado en el proceso de cambio, a cargo de la DGE; (b) las políticas que limitan el accionar de las estrategias, basados en los intereses del sector; (c) la estructura sectorial, la cual se deberá de optimizar de acuerdo a los cambios que requieren las estrategias. Los objetivos de corto plazo requieren una serie de recursos para poner ser alcanzados, como los financieros, humanos, físicos, y tecnológicos; a través de una eficiente aplicación de las estrategias. Se requiere que el MINEM a través de la DGE asuma el liderazgo para impulsar el plan estratégico, y la correcta aplicación de las estrategias que 138 permitan alcanzar los objetivos de largo plazo, y con ello la visión deseada (ver Figura 34). Un importante cambio es el propuesto para el COES-SINAC, para que amplíe sus funciones y pueda gestionar la exportación de los excedentes de energía hacia los países fronterizos. Deberá de implementar sistemas tecnológicos que le permita acceder y proporcionar información en línea de los valores en el mercado de energía de la región. La labor de OSINERGMIN deberá de orientarse hacia la gestión preventiva del sector de transmisión de energía eléctrica, aprovechando las lecciones aprendidas. Será necesario implementar y aplicar altos estándares internacionales en el control de fallas e interrupciones de los sistemas de transmisión. Deberá de haber mejor coordinación entre las áreas de la institución así como trabajar más de cerca con las empresas concesionadas. Proinversión deberá de reducir los tiempos de preparación y ejecución de las bases para licitar las concesiones a través de una reingeniería de procesos. Es aspecto es importante teniendo en cuenta que la puesta en marcha de un proyecto necesita tres años. Esta situación puede causar desabastecimiento en algunas zonas, especialmente en el sur. Las funciones que desempeña Adinelsa deben ser asumidas por la Dirección General de Electrificación Rural (DGER), dependiente de la DGE. Así mismo, las funciones de Fonafe deberán pasar íntegramente a DGE. Ambas propuestas tienen como finalidad evitar la duplicidad de funciones y acelerar el proceso de gestión. 139 Visión Misión 2030, transmitir 150,000 GWh de manera eficiente ... Abastecer de energía eléctrica a todos los consumidores peruanos... Objetivos de Largo Plazo Ética, Innovación, Flexibilidad, Excelencia, Compromiso y Responsabilidad Social. Valores OLP1,OLP2, OLP3, OLP4 y OLP5 Objetivos de Corto Plazo OCP11, OCP12, OCP13, OCP21,OCP22,OCP23,OCP24,OCP31 ,OCP32,OCP33 Recursos Físicos , Financieros, Humanos y Tecnológicos. Políticas Requisitos P1,P2,P3,P4,P5,P6,P7,P8, P9 y P10 •Liderazgo •Cultura .Organizacional •Tecnología IMPLMENTACION INSUMOS Desarrollo de Mercados (E1,E2), Aventura Conjunta (E3), Liderazgo en Costos(E4,E5 y E6), ……Diversificación (E6) ACCIONES Determinar Estrategias Cambio en la Estructura Organizacional Para adecuar a las estrategias Motivación Las instituciones ejecutoras deben motivar Figura 34. Estructura de la etapa de implementación Tomado de D’Alessio, 2008, Naucalpan de Juarez, México: Pearson. 9.2.1 Reestructuración. Los componentes principales del sector deberán reestructurar sus organizaciones para implementar eficazmente las estrategias planteadas en el proceso estratégico. Así, los componentes son los stakeholders del sector transmisión de energía, el Estado, OSINERGMIN, el Congreso de la República, los ministerios, la empresa privada, las comunidades y las industrias complementarias. El Estado peruano deberá contar con una eficiente estructura organizativa y con recursos humanos idóneos para: (a) en coordinación con el Ministerio de Energía y Minas, buscar nuevos mercados para la exportación de los excedentes de energía; (b) preparar estudios de factibilidad y captar nuevos inversionistas para las obras de mayor envergadura; (c) en coordinación con el Congreso y los Ministerios de Economía y Finanzas y Energía y Minas, dar 140 incentivos tributarios a las empresas que inviertan en proyectos de mayor impacto social; (d) simplificar los trámites administrativos para lograr una mayor productividad del sector empresarial; y (e) en coordinación con institutos especializados, el Estado deberá investigar nuevas fuentes de energía renovable. La estructura propuesta para el sector se muestra en la figura 35. El sector empresarial privado también deberá alcanzar altos estándares de gestión y dirección de empresas para afrontar los siguientes desafíos: (a) alcanzar una mayor productividad global de gestión a través del proceso de tercerización, la cual es apoyada por la ley que el Congreso promulgó en setiembre de 2008; (b) alcanzar una mayor especialización técnica a través de convenios con empresas o gobiernos extranjeros; (c) alcanzar los más altos estándares internacionales en asuntos relacionados con la seguridad y protección a los trabajadores y comunidades; (d) en coordinación con el Estado y ministerios, invertir en investigación y exploración de transmisión de energía renovable. Por su parte, las comunidades deberán capacitarse para utilizar la energía y crear nuevas demandas al sector a través de la creación de pequeñas y medianas empresas. 9.2.2 Reingeniería de procesos de negocios. Todos los componentes del sector de transmisión de energía deberán reestructurar sus procesos de negocios para alcanzar los mayores niveles de productividad y competitividad. En el caso del Estado, este debe rediseñar y homologar los trámites para la obtención de licencias de construcción, así como los permisos otorgados por el INC. Adicionalmente, el Estado deberá invertir en infraestructura para reducir la “radialidad” y obtener flexibilidad en el 141 mantenimiento, lo cual favorecerá la eficiente administración de los cortes de energía. 9.2.3 Benchmarking. La matriz energética de Sudamérica, y en este caso la del Perú, mantienen concordancia con los componentes usados para generar energía, tal como se muestra en la Tabla 30. Respecto al potencial hidroeléctrico sudamericano, el Perú es el segundo país con más capacidad teórica y exploración de recursos hídricos. No obstante, solo aprovecha el 5% de su potencial hidroeléctrico, lo cual lo convierte en potencial exportador de energía en la región. El Perú tiene una capacidad teórica total de 180 GW y una técnicamente explorable de 45.1 GW, con lo cual alcanza un potencial desarrollado de 7.1% respecto a su capacidad explorada. Tal como se muestra en la Tabla 31, existe interés por construir centrales hidroeléctricas que incrementen la posibilidad de exportar energía a países como Colombia y Ecuador (Dammert, 2010). Tabla 30 Matrices Energéticas de Sudamérica y Perú Matriz Energética Sudamérica – 2006 Participación Num Componente (%) 1 Petróleo 40.00 2 Gas Natura 24.00 3 Biomasa 19.00 4 Hidro 12.00 5 Carbón 4.00 6 Nuclear 1.00 Total 100.00 Matriz Energética Perú - 2008 Participación Num Componente (%) 1 Petróleo 45.00 2 Gas Natura 23.00 3 Biomasa 15.00 4 Hidro 12.00 5 Carbón 4.90 6 Solar 0.10 Total 100.00 Nota. Tomado del “Seminario Internacional de Integración Energética Brasil-Perú" de 2009 y del "II Congreso de Energías Renovables y Biocombustibles (Cober II)" de 2008 por Ministerio de Energía y Minas, 2009c. 142 Tabla 31 Potencial Hidroeléctrico Sudamericano Potencial (GW) Capacidad Potencial Desarrollado (%) Capacidad Capacidad Capacidad Num País Teórica Técnicamente Técnicamente Teórica Total Total Explorable Explorable 1 Argentina 40.4 14.8 24.40 66.40 2 Bolivia 20.3 14.4 2.40 3.40 3 Brasil 260 180 28.20 40.80 4 Chile 25.9 18.5 18.90 26.50 5 Colombia 114.2 22.8 7.90 39.30 6 Ecuador 19.1 15.3 9.40 11.80 7 Paraguay 14.8 12.1 54.60 67.00 8 Perú 180 45.1 1.80 7.10 9 Uruguay 3.9 1.1 28.70 100.00 10 Venezuela 36.5 28.1 40.00 52.00 11 Otros 11 4.5 3.20 7.90 Total 726.1 356.7 17.50 35.70 Nota. Tomado de “Informe especial. Integración energética: un debate necesario. Revista Energiminas," por Dammert, 2010. A continuación, se muestran los datos comparativos entre Brasil y Perú, así como la capacidad instalada, la producción anual de energía eléctrica y el sistema de transmisión eléctrica. La capacidad instalada de Brasil es 19.5 veces mayor que la del Perú, pues llega a 100.5 GW; asimismo, la producción anual de Brasil es 15 veces mayor, ya que alcanza los 444,583 GWh. Respecto a las líneas de transmisión, Brasil cuenta con una longitud 10 veces mayor que la peruana; el 22.6% (21,168 km) corresponde a extra alta tensión (EAT), tal como se indica en la Tabla 32. 143 Tabla 32 Sistemas Eléctricos de Brasil y Perú Num 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Descripción Hidroeléctricas Termoeléctricas Nucleares Eólicas Capacidad Instalada (MW) Fuente Hidráulica Fuente Térmica Producción Anual Energía Eléctrica (GWh) LT 500 kW LT 230 kW LT 220 kW LT 138 kW LT 750 kW, 600 kW, 440 kW, 345 kW Sistema de Transmisión (km) Perú 2,804 2,348 Part % 54.43 45.57 Brasil 76,871 21,324 2,007 247 100,449 374,015 70,568 Part % 76.53 21.23 2.00 0.25 100.00 84.13 15.87 5,152 18,010 11,548 100.00 60.93 39.07 29,558 444,583 31,689 40,549 5,963 2,879 100.00 0.00 0.00 67.44 32.56 100.00 33.93 43.41 0.00 0.00 8,842 0.00 100.00 21,168 93,406 22.66 100.00 Nota. Tomado de “Seminario Internacional de Integración Energética Brasil – Perú (2009) y de Cober II: Energía Renovable en Perú (2008),” por MINEM, 2009c. Recuperado de http://intranet2.MINEM.gob.pe/web/archivos/ogp/GVEP/cober/46.pdf. 9.3 Desarrollo de Políticas Las políticas son generadas por los componentes del sector de transmisión de energía, el cual está conformado por el Estado, empresas privadas, entes reguladores y ministerios. Del mismo modo, las políticas limitan el accionar de las estrategias, ya que están alineadas con los valores del sector y de las organizaciones, y están sometidas a los principios de la ética, la legalidad y la responsabilidad social. Finalmente, las políticas nos permiten solucionar problemas relacionados con asuntos de manejo de personal, finanzas, compras y toma de decisiones, con lo cual es posible evitar conflictos y, por ende, hacer más productivo al sector. Las principales políticas están relacionadas con las estrategias generadas. 144 P1. Es política de Estado promover la generación de recursos a través de la exportación de energía a los países fronterizos. P2. Es política del sector satisfacer los altos estándares ambientales y de responsabilidad social en las zonas de influencia para beneficiar a las comunidades. P3. Es política de Estado promover la aplicación de los estándares internacionales más exigentes en la instalación de sistemas eléctricos. P4. Es política del sector maximizar la productividad global a través de la mejora del servicio, la calidad y los costos de operación. P5. Es política de Estado desarrollar e impulsar proyectos de uso de energía renovable mediante el ofrecimiento de beneficios tributarios. P6. Es política de Estado simplificar y homologar los trámites de autorización para la construcción de redes de transmisión. P7. Es política del sector alcanzar mejores niveles de productividad y competitividad a través de la correcta aplicación de la Ley de Tercerización. Esta política está relacionada con las estrategias 4, 5, y 6. P8. Es política del sector aplicar normas internacionales de seguridad para la protección de los trabajadores. P9. Es política del sector brindar capacitación técnica a sus trabajadores, así como también ofrecer programas de actualización a sus ejecutivos. P10. Reclutar personal capacitado para las nuevas tecnologías de transmisión de energía. 145 Cada una de las estrategias planteadas tiene políticas con las que se encuentran relacionadas: 1. La primera estrategia está limitada por las políticas P1, P2, P5, P6, y P9; que busca ingresar a los mercados internacionales de la energía. 2. La segunda estrategia está limitada por las políticas P3, P4, P5, y P6; que tiene por finalidad impulsar la generación de energía limpia. 3. La tercera estrategia está limitada por las políticas P5 y P6; que incrementar el número de inversionistas internacionales. 4. La cuarta estrategia está limitada por las políticas P3, P4, P7, P8, y P9; que tiene por finalidad incrementar la productividad y competitividad del sector. 5. La quinta estrategia está limitada por las políticas P3, P4, P7, P8 y P9; para optimizar la estructura del sector. 6. La sexta estrategia está limitada por las políticas P3, P4, P7 y P10; que busca incrementar la calidad y confiabilidad del sector. 7. La séptima estrategia está limitada por las políticas P1, P2, P4, P6, P7, P8, P9 y P10. Que busca fortalecer las líneas de transmisión con redes de extra alta tensión. 9.4 Asignación de Recursos La asignación de recursos está relacionada con la administración y dotación de los principales recursos del sector transmisión de energía: recursos financieros, recursos humanos, recursos físicos y los tecnológicos. Es interés del Estado que las empresas administren eficientemente el patrimonio concesionado, pues este factor contribuirá a la estabilidad, disponibilidad y crecimiento sostenido 146 del SEIN. Asimismo, es obligación del Estado la creación de estímulos y normas que propicien el crecimiento del sector. En ese sentido, es preciso definir el alcance de la intervención del Estado en cada uno de estos campos. Figura 35. Propuesta de cambios en el sector de energía eléctrica. 9.4.2 Recursos financieros. En relación con los recursos financieros, las empresas pueden obtener financiamiento a través de la emisión de bonos, líneas de crédito a largo plazo, préstamos de organismos internacionales, participación de vinculadas, emisión de acciones, aumento de capital, entre otros instrumentos. Por otra parte, se deben asegurar los contratos de estabilidad necesarios y buscar consolidar la buena imagen del país para asegurar la participación y presencia de la inversión extranjera sin recurrir al endeudamiento externo. De esta manera, las empresas pueden garantizar sus ingresos por la aplicación de la Norma Técnica de Calidad 147 de los Servicios Eléctricos (NTCSE), respecto a la Remuneración Anual Garantizada (RAG) que es percibida por las empresas del sector gracias a sus contratos de concesión. 9.4.2 Recursos físicos. La obtención de los recursos físicos, o bienes de capital, debe realizarse sobre la base de los planes de optimización y cálculos de retorno de la inversión. De igual modo, los recursos físicos deben concordar con el medio ambiente, para lo cual se debe evitar la contaminación y los daños que pudieran sufrir los operadores de máquinas. Por su parte, los criterios de compra e inversión en equipos deben estar debidamente sustentados por una necesidad, tanto para la administración pública como privada. También se debe garantizar que estos recursos sean adquiridos bajo precios competitivos y que su calidad sea óptima, pues formarán parte de la infraestructura materia de concesión. Por esta razón, en los contratos de concesión de Proinversión se considera que el 80% de las adquisiciones debe provenir de procesos de selección de proveedores públicos. Con ello, se busca asegurar la participación de las mejores propuestas. Razón por la cual, se garantizan los espacios de publicidad adecuados y, asimismo, se toma como base un estudio de referencia previamente aprobado por el MINEM: Conforme lo establece la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley 28832 y el Reglamento de Transmisión aprobado por Decreto Supremo 027-2007-EM, ésta es una línea perteneciente al Sistema Garantizado de Transmisión, por lo que los ingresos del Concesionario estarán constituidos por los cargos a ser abonados por los generadores y la demanda del 148 sistema mediante los procedimientos que determine el órgano regulador (Proinversión, 2010a). 9.4.3 Recursos humanos. El recurso más importante al que se debe capacitar y entrenar permanentemente en la ejecución de nuevas tareas es el humano, el cual es el principal activo de las organizaciones, ya que participa en la toma de decisiones. Para alcanzar un alto nivel de motivación de los colaboradores dentro de la empresa, se debe tener en cuenta: 1. Hacer participar a sus miembros en la definición de los objetivos y metas de la organización para que aporten sus ideas y opiniones en los temas críticos. 2. Reconocer públicamente sus logros y desempeños dentro de la organización. 3. Ofrecer recompensas económicas a los miembros que más destaquen. 4. Facilitar la integración de equipos de trabajo de alto rendimiento que se sientan satisfechos de sus integrantes. Para minimizar la resistencia al cambio, es necesario implementar algunos aspectos clave en la organización: 1. Comunicar anticipada y eficientemente los cambios que la gerencia haya planeado realizar en la organización. 2. Hacer participar a los trabajadores y colaboradores en la generación de ideas que permitan resolver un problema de la empresa. 3. Formar equipos de trabajo para generar un mayor espíritu colectivo. 149 4. Capacitar y entrenar al personal en el aprendizaje de nuevas técnicas y habilidades. Las estrategias que finalmente serán puestas en marcha deberán ser asumidas por los jefes de cada área, quienes deberán tener un plan de implementación, el cual debe incluir: 1. Comunicar y explicar detalladamente los alcances del plan estratégico, de los objetivos de largo y corto plazo y, principalmente, de aquellas acciones por las que un área deberá responder. 2. Considerar los recursos necesarios para implementar las estrategias, tales como materiales, equipos de medición, personal entrenado, recursos financieros y logísticos. 3. Se deberá contar con procedimientos respecto a la forma en que serán ejecutadas las tácticas que definen las acciones de los colaboradores, las mismas que deben estar alineadas con la estrategia específica. 4. Entrenamiento constante en la conformación de equipos de trabajo. 5. Retroalimentar permanentemente a los equipos de trabajo para que incrementen su desempeño. 6. Brindar claridad en el método de evaluación y premios. Finalmente, el recurso humano es el que garantiza la excelencia en la operación del SEIN. Por este motivo, el Estado debe promover el crecimiento profesional del sector mediante el financiamiento de publicaciones especializadas, concursos tecnológicos, ferias científicas, entre otras actividades. Dichas actividades pueden ser canalizadas a través de la Sociedad Nacional de Industrias 150 (SNI); el Consejo Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación Tecnológica (CONCYTEC); el CARELEC, entre otras importantes instituciones. 9.4.4 Recursos tecnológicos. Estos recursos influyen considerablemente en la administración de la información y procesamiento de datos, así como en el uso de tecnología de última generación que permita alcanzar mejores resultados. Por ello, es preciso impulsar la inversión en procesos de reconversión, tanto en las empresas principales como en las que prestan servicios especializados, para que sea posible garantizar las condiciones de inversión con altos estándares de calidad. En tal sentido, los contratos de concesión son estructurados para garantizar la concurrencia de los mejores recursos tecnológicos, (véase Tabla 33). El Concedente y/u OSINERGMIN podrán efectuar un seguimiento de la ejecución de las obras y la inspección técnica de la calidad constructiva, para lo cual la Sociedad Concesionaria proporcionará las facilidades que razonablemente le sean requeridas, en tanto no afecten el normal desarrollo del cronograma de construcción de la Línea Eléctrica. (…) El diseño del aislamiento, apantallamiento de los cables de guarda, la puesta a tierra y el uso de materiales deberá ser tal que las salidas de servicio que excedan las tolerancias serán penalizadas, según se indica en las Directivas y Procedimientos del OSINERGMIN, establecidas para el efecto y que no excluyen las compensaciones por mala calidad de suministro o mala calidad del servicio especificados en la NTCSE (Proinversión, 2010b). 151 9.5 Manejo del Medio Ambiente y la Ecología La promoción del sector debe considerar los aspectos relacionados con el medio ambiente y la ecología, debido a que estos aspectos son sensibles para los organismos internacionales, pues estos, en muchos casos, brindan el financiamiento requerido. En consecuencia, estas instituciones no estarían de acuerdo con financiar proyectos que afecten al medio ambiente y que produzcan inundaciones artificiales o desplazamiento de comunidades nativas. Esto se debe a que los organismos internacionales consideran como prioritario que los proyectos estén alineados con los poblados que los rodean. Sobre esta base, se definen dos líneas de acción esenciales: 1. Los equipos que utilizan las empresas de transmisión de energía durante el desarrollo de sus actividades no deberán contaminar el ambiente, los ríos, ni las tierras de cultivo. 2. El Estado deberá proteger con reglamentos y normas las zonas arqueológicas que se encuentran en la zona de influencia de las torres de transmisión. 9.6 Conclusiones La implementación de las estrategias seleccionadas requiere de la participación de toda la fuerza laboral, así como también de mucha claridad en los procedimientos para ejecutar las operaciones tácticas. Por ello, el benchmarking es fundamental durante el proceso de implementación porque indica, a través de una comparación con las empresas y países más competitivos, cuánto queda por mejorar. Por su parte, la reingeniería de procesos de negocios ha sido planteada 152 para ejecutar mejoras radicales en la atención de la administración pública a los empresarios privados. 153 Tabla 33 Asignación de Recursos a los Objetivos de Corto Plazo Recursos Objetivos de Corto Plazo OCP11 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, el SEIN logre transmitir 2,170 GWh de consumo de energía, a través de líneas de tensión de 500 kW, alcanzando un crecimiento de 150% en el período. OCP12 En un plazo de cinco años, hacia fines del 2015, el SEIN a través de sus líneas de mediana y baja tensión, logre incrementar su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370 GWh, manteniendo un crecimiento anual de 5.5%. OCP13 En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de integrar al menos dos proyectos de generación de energía geotérmica, al SEIN. OCP21 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los departamentos de la sierra, pasen de 6,520 a 10,530 GWh, representando el 24.3% del consumo nacional; con un ritmo de crecimiento de 10.07% anual. OCP22 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los departamentos de la selva, pasen de 819 a 1,462 GWh, representando el 3.37% del consumo nacional; con un ritmo crecimiento de 12.32% anual. OCP23 En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, el coeficiente de electrificación de la sierra deberá de incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de crecimiento anual de 5% Tangibles Presupuesto Aprobado Financiamiento internacional Financiamiento local por bonos o acciones v Intangibles Maquinaria, equipamiento e insumos especializados. Equipamiento especializado (torres de alta tensión, cables, transformadores, etc.) Acuerdos con la cancillería para la promoción de acuerdos internacionales Voluntad política del gobierno para impulsar los convenios internacionales. Plan estratégico aceptado e interiorizado por el MINEM y de Proinversión. Compromiso político del Congreso para impulsar la legislación necesaria. v v v Humanos Estabilidad jurídica Gobernabilidad Participación de la sociedad Facilidades migratorias para expatriados especializados Liderazgo del MINEM y de las Profesionales instituciones en el especializados en marco de su consultoría. influencia Ingenieros Integrar a las eléctricos y civiles actividades de Manejo de conflicto responsabilidad con comunidades social de la empresa v Expertos en racionalización v v v v v v v v v v v v v v v v V v v v V v V V v OCP31 En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de exportar los primeros 5,000 GWh a través del SEIN con líneas de 750 kW de tensión. v v v v (tabla continúa) 154 Recursos Objetivos de Corto Plazo Tangibles Presupuesto Aprobado Financiamiento internacional Financiamiento local por bonos o acciones Intangibles Maquinaria, equipamiento e insumos especializados. Equipamiento especializado (torres de alta tensión, cables, transformadores, etc.) Acuerdos con la cancillería para la promoción de acuerdos internacionales Voluntad política del gobierno para impulsar los convenios internacionales. Plan estratégico aceptado e interiorizado por el MINEM y de Proinversión. Compromiso político del Congreso para impulsar la legislación necesaria. Humanos Estabilidad jurídica Gobernabilidad Participación de la sociedad Facilidades migratorias para expatriados especializados Liderazgo del MINEM y de las Profesionales instituciones en el especializados en marco de su consultoría. influencia Ingenieros Integrar a las eléctricos y civiles actividades de Manejo de conflicto responsabilidad con comunidades social de la empresa Expertos en racionalización OCP32 En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de negociar una tarifa de exportación de US$80.00 / MWh, que genere ingresos por US$400,000 el primer año. OCP33 En un plazo de siete años, hacia fines del año 2017, se deberá de reducir el costo marginal promedio anual de US$ 38.33 / MWh a US$23.00 / MWh. Con un ritmo de reducción aproximado de 6% OCP41 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá lograr un incremento en la instalación de enlaces redundantes en las líneas troncales del SEIN, de 30% a 100% de la red. OCP42 v v En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá de reducir el número de horas de desconexión ocurridas por semestre de 27 horas a 5 horas. OCP43 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá de reducir el número de horas de indisponibilidad de energía de 17 a 5. OCP51 En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que entren en funcionamiento 10 centros de educación superior, 2 en el norte, 3 en el centro, 3 en el sur, y 2 en el oriente. OCP52 En un plazo de ocho años, hacia fines del año 2018, lograr que el 20% de los ingenieros y técnicos, tengan certificación internacional para atender líneas de extra alta tensión (500 kW y 750 kW). OCP53 En un plazo de tres años, hacia fines del año 2013, el MINEM a través de CARELEC, deberá haber firmado al menos tres convenios para transferencia de conocimientos y tecnología, con institutos nacionales y extranjeros de educación superior. v v v v v v v v v v v v v v v v V v v v v v v v v v v v v v v v v v v v v 155 Capítulo X Evaluación y Control Estratégico En la etapa final del proceso estratégico están incluidos la evaluación y el control de las actividades que se realizarán durante el proceso y que, a su vez, brindarán la retroalimentación adecuada para efectuar una eficiente medición y posibles ajustes. Esta etapa es importante porque el desempeño del sector de transmisión de energía está sujeto a variaciones ocasionadas por la incertidumbre de su entorno, de la competencia externa y de la demanda. En consecuencia, estas características hacen que el planeamiento estratégico se constituya como un proceso dinámico. 10.1 Evaluación de Estrategias Los resultados deben ser comparados con los objetivos proyectados según determinada estrategia; luego de ello, será necesario tomar las acciones correctivas para alcanzar el desempeño deseado. Entonces, la estrategia recomendada, sobre la base del análisis, es el desarrollo de nuevos mercados con el fin de obtener no solo mayor mercado para la transmisión eléctrica, sino también mayores ingresos para el país. Con ello, será factible abastecer la demanda futura del país, la cual muestra un crecimiento anual sostenido desde hace 15 años; así como garantizar una mayor inversión para generar empleo y desarrollo en las provincias. Los órganos encargados del monitoreo constante del entorno del sector son OSINERGMIN y el Ministerio de Energía y Minas, los cuales tienen la función de informar a los integrantes del sector respecto a las evaluaciones realizadas al mismo. Así, las mediciones servirán para tomar decisiones correctas en el diseño 156 de las vías que serán construidas en el futuro, así como para analizar la mejor estrategia para el sector de transmisión de energía. 10.2 Control de Estrategias (Balanced Score Card) Los objetivos por medir, así como los indicadores y sus respectivas unidades, deben ser entendidos por todos los involucrados en el sector de transmisión eléctrica. Al respecto, Olve, Petri y Roy (2004) señalaron que la estructura del balanced scorecard está basada en cuatro perspectivas o enfoques: (a) enfoque financiero, (b) enfoque del cliente, (c) enfoque del proceso interno, y (d) enfoque del aprendizaje y desarrollo. 10.2.1 Enfoque financiero. El enfoque financiero en el sector de transmisión está determinado por el cumplimiento de los indicadores de gestión financiera que permitan a las empresas mantener su rentabilidad y capacidad para crear valor económico continuo en sus proyectos de transmisión. A su vez, el Estado debe asegurar que los indicadores económicos del país generen confianza a los inversionistas respecto al sector, para, de este modo, garantizar sus inversiones y promover los nuevos proyectos de transmisión eléctrica necesarios para el país en los próximos años. En suma, los indicadores financieros más relevantes en el sector son aquellos que están relacionados con la gestión de rentabilidad del costo marginal US$ MWh, tal como se observa en la Tabla 34. 10.2.2 Enfoque del cliente. Los indicadores del cliente establecen ratios para medir y controlar los cambios en la demanda de energía que afectan al sector, tales como la matriz 157 energética, la satisfacción de los usuarios y los nuevos proyectos para alcanzar mayor demanda de energía, tal como se muestra en la Tabla 35. En este enfoque, la integración al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) es muy relevante para alcanzar la competitividad en el sector en el nivel regional. Por ello, es importante la inversión en nuevas líneas de transmisión de 500 kW para el mercado interno y de 750 kW para exportar electricidad a otros países, debido a la mayor capacidad del sector para transportar energía a grandes distancias y con menor pérdida de electricidad (merma). Asimismo, es importante ampliar el portafolio de fuentes alternativas de energía –como la eólica y geotérmica–, que permitan instalar nuevas redes de transmisión para atender a nuevos clientes. 10.2.3 Enfoque de procesos internos. Estos indicadores muestran la gestión del sector en su operatividad, así como el nivel de eficiencia y competitividad en sus procesos, tal como se muestra en la Tabla 36. En esta perspectiva es importante la ampliación de las troncales, así como la integración de modernos transformadores de transmisión al SEIN, lo cual generará mayor capacidad de transmisión eléctrica en grandes distancias y reducirá las mermas en la transmisión. Para alcanzar estos objetivos es importante considerar el impacto en las comunidades por las que cruzan las redes de transmisión, lo cual requiere de la aplicación de una política de responsabilidad social. Por su parte, la aplicación de herramientas de gestión, como la tercerización, ayuda a optimizar los costos operativos. 158 Tabla 34 Enfoque Financiero del Sector de Transmisión Perspectiva financiera Unidad de medida Criterio Objetivos Unidad de medida Responsable (OCP32): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de negociar una tarifa de exportación de US$80.00 / MWh, que genere ingresos por US$400,000 el primer año. Precio de Mercado US$/MW.h Anual Dirección General de Electricidad (OCP33): En un plazo de siete años, hacia fines del año 2017, se deberá de reducir el costo marginal promedio anual de US$38.33/MWh a US$23.00/MWh. Con un ritmo de reducción aproximado de 6%. Costo Marginal SEIN US$/MW.h Mensual / Anual Dirección General de Electricidad Tabla 35 Enfoque del Cliente del Sector de Transmisión Perspectiva de cliente Criterio Unidad de medida Medición Responsable Consumo de Energía línea de 500KW GWh Anual COES Consumo de Energía línea de 78 a 220KW GWh Anual COES Centrales Geotérmicas # Proyectos Anual Dirección General de Electricidad (OCP21): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los departamentos de la sierra, pasen de 6,520 a 10,530 GWh, representando el 24.3% del consumo nacional; con un ritmo de crecimiento de 10.07% anual. Consumo de Energía en la Sierra GWh Anual COES (OCP22): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los departamentos de la selva, pasen de 819 a 1,462 GWh, representando el 3.37% del consumo nacional; con un ritmo crecimiento de 12.32% anual. Consumo de Energía en la Selva GWh Anual COES (OCP 23): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, el coeficiente de electrificación de la sierra deberá de incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de crecimiento anual de 5% Coeficiente de Electrificación (zona sierra) % Anual Dirección General de Electricidad (OCP31): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de exportar los primeros 5,000 GWh a través del SEIN con líneas de 750 kW de tensión. Exportación de Energía GWh Anual COES Objetivos (OCP11): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, el SEIN logre transmitir 2,170 GWh de consumo de energía, a través de líneas de tensión de 500 kW, alcanzando un crecimiento de 150% en el período. (OCP12): En un plazo de cinco años, hacia fines del 2015, el SEIN a través de sus líneas de mediana y baja tensión, logre incrementar su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370 GWh, manteniendo un crecimiento anual de 5.5%. (OCP13): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de integrar al menos dos proyectos de generación de energía geotérmica, al SEIN. 159 Tabla 36 Enfoque de Procesos Internos del Sector de Transmisión Perspectiva de procesos internos Objetivos Unidad de medida Ratio Medición Responsable # enlaces redundantes # de instalaciones Anual Dirección General de Fallas de desconexión # de Fallas Semestral OSINERGMIN Horas indisponibilidad Horas Mensual OSINERGMIN (OCP41):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá lograr un incremento en la instalación de enlaces redundantes en las líneas troncales del SEIN, de 30% a Electricidad 100% de la red. (OCP42):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá de reducir el número de fallas de desconexión ocurridas por semestre de 27 horas a 5 horas. (OCP43):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá de reducir el número de horas de indisponibilidad de energía de 17 a 5. 10.2.4 Enfoque de aprendizaje y crecimiento. La evaluación de estos indicadores muestra la capacidad de cambio a través del liderazgo y aprendizaje para alcanzar la visión, tal como se muestra en la Tabla 37. Debido al riesgo latente en el negocio, es importante evaluar y monitorear los accidentes ocasionados por errores humanos en las actividades de mantenimiento de la infraestructura instalada y no instalada del sistema, es muy importante para la identificación de responsables y la definición de las tareas del día a día. Asimismo, es muy importante contar con personal altamente capacitado para la nueva tecnología de redes de transmisión de 500 y 750 kW. 160 Tabla 37 Perspectiva de Aprendizaje y Crecimiento Perspectiva de aprendizaje y crecimiento Unidad de Objetivos medida Ratio (OCP51):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que Centros de # de Centros de entren en funcionamiento 10 centros de Educación Educación educación superior, 2 en el norte, 3 en zonales Superior el centro, 3 en el sur, y 2 en el oriente. (OCP52):En un plazo de ocho años, hacia fines del año 2018, lograr que el # Ingenieros con 20% de los ingenieros y técnicos, Certificación en # de Ingenieros tengan certificación internacional para redes de 500 y atender líneas de extra alta tensión (500 750 kW kW y 750 kW). (OCP53):En un plazo de tres años, hacia fines del año 2013, el MINEM a través de CARELEC, deberá haber firmado al menos tres convenios para # de Convenios # de Convenios transferencia de conocimientos y tecnología, con institutos nacionales y extranjeros de educación superior. Medición Responsable Anual CARELEC Anual CARELEC Anual CARELEC 10.3 Conclusiones En esta etapa ya es posible definir cuál será el ente que se encargará de monitorear permanentemente la información obtenida del procesamiento de esta herramienta de control de gestión. En la Figura 36 se muestran los objetivos, cómo se miden y en qué unidades deben ser medidos para lograr un desempeño eficaz, así como para garantizar el control de las estrategias. Los resultados de esta evaluación y control deberán ser informados a los interesados para la toma de decisiones respectiva. Asimismo, en el tablero de mando se puede apreciar que los objetivos de mejora de los indicadores del sector para llegar a ser un país exportador de energía eléctrica están muy ligados a la visión y, justamente, son los que necesitan un análisis y revisión continua para asegurar el logro de la meta propuesta para el año 2030. Para lograr este objetivo, es importante articular al mercado y al Estado con los objetivos comunes, para lo cual es necesaria la aplicación de reglas claras y estables que posibiliten el libre intercambio energético. 161 Perspectiva Financiera Objetivos Criterio (OCP32): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de negociar una tarifa de exportación de US$ 80.00 / MWh, que genere ingresos por US$ 400,000 el pimer año. Precio de Mercado (OCP33): En un plazo de siete años, hacia fines del año 2017, se deberá de reducir el costo marginal promedio anual de US$ Costo Marginal 38.33 / MWh a US$ 23.00 / MWh. Con un ritmo de reducción SEIN aproximado de 6% Unid de medida Medición Responsable US$/MW.h US$/MW.h Anual Dirección General de Electricidad Dirección Mensual / General de Anual Electricidad Perspectiva de Cliente Objetivos (OCP11): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, el SEIN logre transmitir 2,170 GWh de consumo de energía, a través de líneas de tensión de 500 kV, alcanzando un crecimiento de 150% en el período. (OCP12): En un plazo de cinco años, hacia fines del 2015, el SEIN a través de sus líneas de mediana y baja tensión, logre incrementar su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370 GWh, manteniendo un crecimiento anual de 5.5%. (OCP13): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de integrar al menos dos proyectos de generación de energía geotérmica, al SEIN. (OCP21): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los departamentos de la sierra, pasen de 6,520 a 10,530 GWh, representando el 24.3% del consumo nacional; con un ritmo de crecimiento de 10.07% anual. (OCP22): En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que el consumo de energía acumulada en los departamentos de la selva, pasen de 819 a 1,462 GWh, representando el 3.37% del consumo nacional; con un ritmo crecimiento de 12.32% anual. Perspectiva de Procesos Internos Criterio Consumo de Energía línea de 500KV Unid de medida Medición Responsable GWh Anual COES Consumo de Energía línea de 78 a 220KV GWh Anual COES Centrales Geotérmicas # Proyectos Anual Dirección General de Electricidad Consumo de Energía en la Sierra GWh Consumo de Energía en la Selva GWh Anual COES % Anual Dirección General de Electricidad Coeficiente (OCP 23): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, de el coeficiente de electrificación de la sierra deberá de Electrificació incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de n (zona crecimiento anual de 5% sierra) (OCP31): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, Exportación se deberá de exportar los primeros 5,000 GWh a través del de Energía SEIN con líneas de 750 kV de tensión. GWh Anual Anual Objetivos COES VISION : En el 2030, el sector de transmisión eléctrica deberá contar con una infraestructura que le permita transmitir 150,000 GWh de manera óptima para atender a la demanda interna y externa satisfaciendo altos niveles de competitividad en términos de calidad, confiabilidad y costo, respetando el medio ambiente y las comunidades. COES Perspectiva de Aprendizaje y Crecimiento Objetivos (OCP51):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, lograr que entren en funcionamiento 10 centros de educación superior, 2 en el norte, 3 en el centro, 3 en el sur, y 2 en el oriente. (OCP52):En un plazo de ocho años, hacia fines del año 2018, lograr que el 20% de los ingenieros y técnicos, tengan certificación internacional para atender líneas de extra alta tensión (500 kV y 750 kV). (OCP53):En un plazo de tres años, hacia fines del año 2013, el MINEM a tavés de CARELEC, deberá haber firmado al menos tres convenios para transferencia de conocimientos y tecnología, con institutos nacionales y extranjeros de educación superior. Figura 36. Cuadro de mando integral. Criterio Centros de Educación zonales Unid de medida Medición Responsable # de Centros de Educación Superior Anual CARELEC # Ingenieros con Certificación en # de Ingenieros redes de 500 y 750 kV Anual CARELEC # de Convenios # de Convenios Anual CARELEC Criterio Unid de medida Medición Responsable (OCP41):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá lograr un incremento en la instalación de enlaces # enlaces redundantes en las líneas troncales del SEIN, de 30% a 100% redundantes de la red. # de instalaciones Anual Dirección General de Electricidad (OCP42):En un plazo de cinco años, hacia fines del año 2015, Fallas de se deberá de reducir el número de fallas de desconexión desconexión ocurridas por semestre de 27 horas a 5 horas. # de Fallas Semestral Osinermin (OCP43):En un plazo de cinco años,hacia fines del año 2015, Horas se deberá de reducir el número de horas de indisponibilidad de indisponibili energía de 17 a 5. dad Horas Mensual Osinermin 162 Capítulo XI Conclusiones y Recomendaciones En esta última parte del plan estratégico, después de haber realizado el análisis interno y externo del sector de transmisión de energía, se plantean las conclusiones y recomendaciones para el mismo. 11.1 Conclusiones 1. El Perú tiene un gran potencial de crecimiento en el sector de energía, pues está favorecido por las condiciones hidrográficas de su territorio, así como por los períodos de estiaje y lluvias que lo diferencian de los países vecinos. Todo ello posiciona al Perú, después de Brasil, como el país de mayor capacidad de abastecimiento. 2. El sector transmisión de energía, como consecuencia de este gran potencial de crecimiento en generación tiene la posibilidad de exportar los excedentes de producción a los países fronterizos, si bien es cierto la interconexión con Ecuador es la única existente, es posible interconectar los demás países con relativa rapidez, dependiendo del destino sería entre uno a tres años para lo cual necesitará redes de transmisión de 750 kW para transportar económicamente y con eficiencia la energía excedente, como se hace en Brasil. 3. El Perú tiene en la generación y transmisión de energía limpia un gran potencial de desarrollo. En suma, sus principales alternativas son: la energía eólica, la energía geotérmica y la energía térmica obtenida del gas natural. Con ello, la matriz energética del país resulta ser diversa y estable aun considerando el agotamiento del gas en el futuro. 163 4. El gran potencial energético contrasta con la falta de capacidad de transmisión, pues al haberse concentrado casi toda la nueva generación en la zona centro del país, las necesidades de energía en el norte y sur del país requieren una considerable inversión para garantizar la ampliación de la capacidad de transmisión. 5. La expansión de de las líneas existentes de 60 kW, 130 kW y 220 kW producto del crecimiento del país, hace necesario su alimentación con líneas de extra alta tensión que reduzcan las pérdidas y garanticen la continuidad del flujo. 6. A través de la inversión en proyectos de generación y transmisión de energía renovable es posible acceder al financiamiento de los bonos de carbono, y crédito internacional lo cual elevaría la tasa interna de retorno de los proyectos. 7. En los últimos años la matriz energética ha cambiando de tener 80% hidroeléctrico y 20% termoeléctrica en los años 80’s, a 60.8% hidroeléctrico y 39.2% térmico (anuario estadístico OSINERGMIN 2008) lo cual ha encarecido la tarifa eléctrica de transmisión es por ello importante incrementar la fuente de energía hidráulica para ser más competitivos por su menor costo. 11.1 Recomendaciones 1. Las funciones que FONAFE y Adinelsa desempeñan en el sector eléctrico, deben ser asumidas por la DGE y DGER respectivamente, para optimizar y desarrollar la ejecución de los proyectos. 164 2. El COES-SINAC debe asumir las nuevas funciones de planificador de la venta de excedentes de energía a los países vecinos, por lo que será necesario crear un área especializada. 3. En el MINEM, se debería promover la inversión en generación y transmisión de energía limpia y renovable, aprovechando el potencial del país, buscando que los inversionistas consideren atractivo el sector y las posibilidades de la inversión en bonos de carbono ampliando con ello la matriz energética que evite el desabastecimiento por cambios estacionales (sequía que perjudica a las hidroeléctricas, subida en el precio de los hidrocarburos que afectan a las térmicas). 4. En el MINEM, se debería promover la estabilidad tributaria regional para la comercialización internacional de energía eléctrica. 5. La empresa privada debería participar en la formación de cuadros técnicos especializados que garanticen la provisión de personal que atienda las necesidades de crecimiento del sector. 11.3 Respuestas a las Preguntas de Planeamiento El presente estudio surge a partir de las siguientes preguntas: ¿Qué sector dentro del sector de energía es el más crítico, y por ello podría obstaculizar el crecimiento del país? Dentro del gran sector de energía, el sector eléctrico es la base del crecimiento económico del país. Por tal razón, es necesario invertir en proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Adicionalmente, es prioritario fortalecer las líneas de transmisión para garantizar la calidad del 165 servicio, lo cual será posible mediante el tendido de líneas de extra alta tensión (EAT) para las troncales. ¿Quiénes serían los principales beneficiarios de la implementación de un sistema de transmisión de energía más fortalecido y flexible? La población de las distintas comunidades, los inversionistas y el Estado, pues dispondrían de energía eléctrica de alta confiabilidad, con calidad de servicio; así también, sería posible establecer precios competitivos y asequibles para la población y las empresas. ¿Cuáles son las ventajas que es posible obtener de la inversión en el sector transmisión respecto a otros sectores? Toda inversión es importante en cualquiera de los sectores, pero más aún cuando se trata de sectores estratégicos, como es el caso de la transmisión de energía, pues tiene efectos positivos en el desarrollo de las regiones y permite la apertura de múltiples industrias y servicios. Otra ventaja que supone la inversión en este sector es el apoyo al desarrollo de las comunidades cercanas a las líneas de transmisión, como parte de la responsabilidad social. ¿Cuál es la situación actual del sector energía de los países de América Latina? Los recursos energéticos de América Latina están concentrados de la siguiente manera: (a) en hidroelectricidad 607.4 GW, de los cuales el 20% se encuentra en operación o construcción; (b) en gas natural se tiene reservas para explotar durante 55 años; (c) en carbón mineral se tiene reservas para 130 años; y (d) en petróleo se tiene reservas para explotar durante 42 años. La prioridad de la 166 región es producir energía a través de sus recursos hídricos, los cuales son renovables, no contaminan y son más económicos. ¿Cuál es la demanda de energía en los países vecinos? Las demandas (por año) de energía de los países vecinos son: Colombia 55,000 GWh, Ecuador 10,000 GWh, Chile 56,000 GWh, Bolivia 6,000 GWh, y Brasil 393,014 GWh. En los próximos años, la demanda de energía en la región, crecerá a un ritmo que fluctuará entre 4% y 5%. ¿Cuál es la necesidad actual y proyectada de infraestructura para la transmisión de energía? La necesidad actual requiere de una infraestructura preparada para trasmitir 30,000 GWh anuales; mientras que la necesidad proyectada es de 45,000 GWh para el año 2015, 61,000 GWh para 2020, y 93,000 GWh para 2027. ¿En el Perú existen condiciones favorables para el desarrollo del negocio de la transmisión de energía? Sí existen condiciones favorables. Esto se debe a las siguientes razones: (a) alto déficit de infraestructura en el país; (b) son pocas las empresas que operan en el sector transmisión, situación que es muy diferente a la de los sectores de generación y distribución; y (c) reducido riesgo, pues el sector está sujeto a las remuneraciones anuales garantizadas (GAR). ¿Las políticas del Estado y las leyes relacionadas con el tema energético fomentan la inversión en el sector de transmisión de energía? Las políticas y las leyes del Estado deben fomentar más la inversión en la generación y transmisión de energía renovable. Asimismo, se debe promover la 167 generación de energía hidráulica, eólica y solar para redefinir la matriz energética, la cual, en el año 2008, estaba compuesta por petróleo (45%) y gas natural 23%. El uso de los bonos de carbono, los cuales premian la generación de energía renovable, es una alternativa desaprovechada de financiamiento. ¿Es posible que la diversificación de la matriz energética del Perú conlleve a un crecimiento natural del sector transmisión? Sí es posible porque habrá muchas más oportunidades de instalar más líneas de transmisión a partir de nuevos proyectos de generación de energía renovable, tales como los eólicos, geotérmicos y termoeléctricos. ¿Qué perspectivas de desarrollo tendrá la transmisión de energía en los próximos 15 años? La infraestructura de las líneas de transmisión tendrá una tasa de crecimiento entre 6.0% y 7.0%, lo cual permitirá transmitir 45,000 GWh anuales hasta el año 2015. Principalmente, se debe fomentar la instalación de líneas de transmisión de alta tensión (500 kW y 750 kW) para transportar un flujo mayor de energía con menores pérdidas. ¿Qué impacto puede tener el desarrollo del sector transmisión de energía en la industria nacional y en la generación de empleo? Tendrá un impacto directo pues favorecerá la implementación de grandes proyectos industriales y mineros, lo cual facilitará el incremento de la recaudación fiscal, del número de puestos de trabajo, de la generación de industrias y servicios complementarios, así como la mejora de la calidad de vida. Las comunidades 168 tendrán la opción de agregar valor a sus productos, pues será posible el cambio de productos primarios a envasados. ¿Existen condiciones de infraestructura y de recursos naturales para que el Perú se convierta en exportador de energía para los países vecinos? El Perú tiene un enorme potencial de generación de energía hidráulica que no es aprovechado, el cual le permitiría exportar este producto a los países vecinos. Brasil es un país con alta demanda y, por ello, deberá importar energía para mantener su crecimiento económico. En este contexto, el Perú podrá abastecer a dicho país de acuerdo con los convenios binacionales establecidos. 169 Capítulo XII Plan Estratégico Integral El propósito principal de este plan es constituirse como un elemento útil para la toma de decisiones referentes al futuro del sector, pues existen situaciones que, eventualmente, podrían desviar a toda organización de los objetivos trazados, sobre todo, cuando se presentan coyunturas de incertidumbre, que generan amenazas de desviaciones o escenarios paralelos. En este contexto, este plan estratégico integral permitirá contrastar las estrategias (E) con los objetivos de largo (OLP) y corto plazo (OCP), los cuales están ligados a las acciones estratégicas (AE) y a las perspectivas del tablero de control (financiera, cliente, interna y aprendizaje y crecimiento). Asimismo, dichos objetivos deben estar alineados con la visión, misión, políticas, puntos cardinales, valores y código de ética para poder diseñar planes de contingencia frente a determinadas circunstancias. La estructura del sector energía, al cual pertenece el sector transmisión, es dinámica y enfrentará cambios importantes en el corto, mediano y largo plazo. Esta situación producirá la aparición de una serie de incertidumbres que influirán en los factores determinantes de la estructura del sector. Por ello, la lectura de este plan permitirá determinar cuáles son las posibilidades futuras de desarrollo para el sector, tal como se aprecia en la Figura 37. VISION : En el 2030, el sector de transmisión eléctrica deberá contar con una infraestructura que le permita transmitir 150,000 GWh de manera óptima para atender a la demanda interna y externa satisfaciendo altos niveles de competitividad en términos de calidad, confiabilidad y costo, respetando el medio ambiente y las comunidades. OBJETIVOS DE LARGO PLAZO ESTRATEGIAS ALTERNATIVAS OLP1: Hasta el año 2030, se deberá de lograr el fortalecimiento y modernización de las líneas de transmisión de energía, que permita incrementar el consumo interno de 0 hasta 33,500 GWh, a través de líneas de tensión de 500 kV, con un ritmo de crecimiento anual de 20% a partir del año 2011. ESTRATEGIAS ESPECIFICAS OLP3: Hasta el año 2030, el Perú debe haber alcanzado la OLP2: Hasta el año 2030, se deberá lograr la plena posición de segunda potencia exportadora de energía en la integración de los sistemas aislados al SEIN, incrementando región, a través del Sistema Eléctrico Interconectado la participación del consumo nacional de energía en Nacional, con líneas de tensión de 750 kV, el cual deberá provincias, de 51.5% que es actualmente, hasta el 70%, incrementarse de 0 a 38,000 GWh para atender la sobre una energía total consumida de 112,000 GWh, a un demanda externa, con un ritmo de crecimiento de 16% a ritmo de crecimiento anual de 8.0% partir del año 2016. OLP4: Hasta el año 2030, se deberá de alcanzar los más altos niveles de performance de fallas, reduciendo el número de fallas por cada 100 Km del SEIN (TFL) de 4 a 0, y el indicador de indisponibilidad de potencia expresado en horas (INDISL) de 8 horas a 0 horas. Con un ritmo de reducción de 29% anual en los indicadores. OLP5: Hasta el año 2030, se debe lograr la implementación de centros de educación superior en el norte, centro, sur y oriente del país, de los que egresen 800 profesionales y 4,200 técnicos, expertos en la instalación y mantenimiento de líneas de EAT, con un ritmo de 50 profesionales y 263 técnicos, a partir del año 2015. Aventura Conjunta POLITICAS E1, OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33 AE13, preparar estudios de AE11,Estudiar la proyección del AE12, estudiar la demanda de factibilidad de la instalación de AE14,evaluar las posibles crecimiento económico de los países energía de los países fronterizos, líneas de transmisión de energía restricciones que se puedan AE 15, buscar puntos de acuerdo vecinos, también los principales su capacidad de generación eléctrica con tensión 750 KV, a presentar, en asuntos políticos, en para preparar acuerdos binacionales o P1, P2,P5,P6 y indicadores macro económicos, los actual, la composición de su los países que tendrán temas legales, impedimentos de complementariedad energética, P9 sectores estratégicos que más aportan al matriz energética, el déficit o requerimiento de energía en el técnicos y geográficos; para dirigir los proyectos de PBI de cada uno de ellos, así como la superávit que tendrían en los futuro, proyectando el costo posteriormente determinar las generación y transmisión. situación política, social y financiera. próximos 20 años. promedio de producir y transferir alternativas de soluciones. 1 GW.h. E2 Impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía E2, OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33 AE25, formar comité que busque AE23, preparar estudios de comprometer la voluntad de la AE21, actualizar los estudios que AE 24, seleccionar aquellas zonas AE22, establecer nuevas zonas impacto ambiental preliminares, sociedad en los proyectos energéticos, permitan explotar nuevas fuentes de o proyectos que tendrían un de interconexión eléctrica para prever futuras restricciones haciendo énfasis en los beneficios para energía hidroeléctrica, como cuencas, impacto positivo en la economía P3, P4, P5 y P6 cercanas a centrales en temas sociales, la comunidad, en la protección de los caídas de agua, a cargo de especialistas de las zonas identificadas como hidroeléctricas. medioambientales, y de uso del recursos, en la generación de divisas, nacionales y extranjeros. factibles. agua. y en la creación de pequeñas industrias. E3 Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa E3,OLP 1, OCP31,OCP32 y OCP33 AE33, perfeccionar los criterios AE32, fomentar un marco AE31, estimular la aparición de nuevas de otorgamiento de concesiones AE34, establecer algunos AE35, establecer sinergias entre las regulatorio estable para el empresas internacionales participantes en en base al costo mínimo de las beneficios tributarios para los empresas de generación y transmisión otorgamiento de las las licitaciones para obtener las propuestas, de manera que se inversores que favorezcan la para preparar planes coordinados, concesiones, que facilite la concesiones. alcance un mayor nivel de generación de polos de desarrollo. dado que son complementarios. convocatoria. competitividad. E3,OLP 1, OCP11,OCP12 y OCP13 E3,OLP 1, OCP21,OCP22 y OCP23 Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a través de la E4 aplicación de la tercerización reglamentada por ley desde el año 2008- de las actividades que forman parte del negocio Liderazgo en Costos E5 Diversificación ACCIONES ESTRATÉGICAS Buscar nuevos mercados energéticos E1 en el exterior, en países como Brasil, Ecuador, Colombia, Bolivia y Chile Desarrollo de Mercados Estimular la optimización de estructura organizativa del sector la E4, OLP 4, OCP41, OCP42, OCP43 E5,OLP 1, OCP11,OCP12 y OCP13 E5,OLP 2, OCP21,OCP22 y OCP23 E5,OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33 E4,OLP 3, OCP41,OCP42 y OCP43 E6,OLP 3, OCP41,OCP42 y OCP43 E6 Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa. E6,OLP 1, OCP11,OCP12 y OCP13 E6,OLP 2, OCP21,OCP22 y OCP23 E6,OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33 E7 Fortalecer el SEIN con redes de alta tensión de 500 kV, y en el futuro, con redes de tensión de 750 kV para optimizar la capacidad de transmisión E7, OLP 1, OCP11, OCP12, OCP13 E7,OLP 2, OCP21,OCP22 y OCP23 E7,OLP 3, OCP31,OCP32 y OCP33 E4, OLP 5, OCP51, OCP52, OCP53 (OCP32): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de negociar una tarifa de exportación de US$ 80.00 / MWh, que genere ingresos por US$ 400,000 el primer año. Perspectiva Financiera Perspectiva del cliente AE43, promover la alta AE41, difundir adecuadamente entre las AE42, implementar centros de especialización de las actividades empresas del sector, los alcances, las capacitación técnica, para que el que corresponden al giro principal ventajas y límites de la ley de sector eléctrico obtenga mano del negocio, para incrementar la tercerización. de obra calificada. competitividad y rentabilidad de las empresas. AE51, promover el uso de equipos y AE53, promover la transferencia AE54, evaluar la gestión del sector tecnología que incremente la calidad y AE52, buscar especialistas en la de conocimientos especializados a través del benchmarking interno confiabilidad de la transmisión de energía, ejecución de actividades que no en el sector, a través de seminarios y externo, medido con disminuya la pérdida, y que reduzca los agregan valor al proceso. internacionales y convenios con principalmente con corporaciones costos de operación. países altamente industrializados. internacionales del mismo sector. AE63, Mantener actualizado la información obtenida a través del AE64, Implementar sistemas benchmarking con países más preventivos de contingencia para AE 65, Mejorar los sistemas de adelantados, en asuntos evitar las caídas de tensión, por monitoreo de Osinergmin para relacionados con las fallas y motivos de fuerza mayor, como mejorar la supervisión de fallas. confiabialidad de los sistemas desastres naturales. eléctricos E6, OLP 5, OCP51, OCP52, OCP53 AE62, Promover el uso de AE 61 ,Promover el uso de equipos y indicadores electricos superiores tecnología que incrementen la calidad y a los empleados actualmente, confiabilidad de la transmisión de energía, que permita colocar al SEIN disminuyan la pérdida y que reduzcan los bajo estándares internacionales costos de operación. más exigentes. E7, OLP 5, OCP51, OCP52, OCP53 AE72, impulsar la transferencia AE71, promover a nivel internacional el AE 73,Permitir el ingreso a los de conocimientos y tecnología AE 74, Estimular la inversión en AE 75, Fomentar el uso de la energía interés por invertir en el sector energético proyectos de instalación de líneas con países que mantienen una líneas de extra alta tensión eléctrica en las zonas alejadas del país, peruano, principalmente en generación y de extra alta tensión, a los aplicación intensa de las redes brindando estabilidad jurídica a los a través de proyectos de transmisión de energía, a través de las profesionales y técnicos de alta tensión de 750 KV o proyectos, y la posibilidad de industrialización, que requiera líneas agregadurías comerciales, generando certificados, que aseguren una más, para una adecuada invertir en proyectos que devengan secundarias de mediana y baja acuerdos y convenios con empresas sólida capacitación y preparación de los proyectos y de los principales. tensión, que demande energía a EAT. internacionales. entrenamiento. concesiones. INDICADORES DEL CUADRO DE CONTROL OBJETIVOS DE CORTO PLAZO (OCP33): En un plazo de siete años, hacia fines del año 2017, se deberá de reducir el costo marginal promedio anual de US$ 38.33 / MWh a US$ 23.00 / MWh. Con un ritmo de reducción aproximado de 6% US$/MW.h (OCP22): En un plazo de (OCP21): En un plazo de cinco años, hacia fines del cinco años, hacia fines del año (OCP11): En un plazo de cinco año 2015, lograr que el (OCP13): En un plazo de seis 2015, lograr que el consumo años, hacia fines del año 2015, el consumo de energía años, hacia fines del año de energía acumulada en los SEIN logre transmitir 2,170 GWh de acumulada en los (OCP31): En un plazo de seis años, hacia fines del año 2016, se deberá de integrar al departamentos de la sierra, consumo de energía, a través de departamentos de la selva, 2016, se deberá de exportar los primeros 5,000 GWh a menos dos proyectos de pasen de 6,520 a 10,530 través del SEIN con líneas de 750 kV de tensión. líneas de tensión de 500 kV, pasen de 819 a 1,462 GWh, generación de energía GWh, representando el alcanzando un crecimiento de 150% representando el 3.37% del geotérmica, al SEIN. 24.3% del consumo nacional; en el período. consumo nacional; con un con un ritmo de crecimiento ritmo crecimiento de 12.32% de 10.07% anual. anual. GWh, # Proyectos, Coeficiente de electrificación (OCP12): En un plazo de cinco años, hacia fines del 2015, el SEIN (OCP 23): En un plazo de seis años, hacia fines del año a través de sus líneas de mediana y baja tensión, logre incrementar 2016, el coeficiente de electrificación de la sierra deberá de su capacidad de transmisión de 32,780 a 42,370 GWh, incrementarse de 66% hasta 85%, manteniendo una tasa de manteniendo un crecimiento anual de 5.5%. crecimiento anual de 5% (OCP41):En un plazo de (OCP42):En un plazo de cinco años, hacia fines del cinco años, hacia fines del año 2015, se deberá lograr año 2015, se deberá de un incremento en la reducir el número de fallas instalación de enlaces de desconexión ocurridas redundantes en las líneas por semestre de 27 horas a troncales del SEIN, de 30% 5 horas. a 100% de la red. Perspectivas TABLERO DE MANDO Misión: “El sector de transmisión eléctrica en el Perú debe abastecer de energía eléctrica a todos los consumidores en el mercado peruano, mediante una eficiente gestión de mejora continua, satisfaciendo las necesidades de los consumidores, inversionistas, y el Estado, mostrando un alto compromiso con la responsabilidad social corporativa y la preservación del medio ambiente”. 170 Perspectiva Interna # Enlances redundantes de troncales, # fallas de desconexión, horas de indisponibilidad (OCP43):En un plazo de cinco años,hacia fines del año 2015, se deberá de reducir el número de horas de indisponibilidad de energía de 17 a 5. (OCP52):En un plazo de ocho (OCP51):En un plazo de años, hacia fines del año cinco años, hacia fines del 2018, lograr que el 20% de año 2015, lograr que entren los ingenieros y técnicos, en funcionamiento 10 centros tengan certificación de educación superior, 2 en internacional para atender el norte, 3 en el centro, 3 en líneas de extra alta tensión el sur, y 2 en el oriente. (500 kV y 750 kV). Perspectiva de Aprendizaje y Crecimiento Figura 37. Plan estratégico integral. # ingenieros capacitados para redes de 750 kV, # de convenión educativos, # de centros de capacitación (OCP53):En un plazo de tres años, hacia fines del año 2013, el MINEM a tavés de CARELEC, deberá haber firmado al menos tres convenios para transferencia de conocimientos y tecnología, con institutos nacionales y extranjeros de educación superior. RECURSOS Recursos Financieros ( bonos, líneas de crédito a largo plazo, préstamos de organismos internacionales, o aumento de capital), Recursos Físicos ( bienes de capital), Recursos Humanos ( capacitación permanente, especialización,etc), Recursos Tecnológicos ( Redes de transmisión de 500 Kv, 750 Kv), ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL P1. Promover la generación de recursos a través de la exportación de energía a los países fronterizos. P2. Satisfacer los altos estándares ambientales y de responsabilidad social en las zonas de influencia, beneficiando a las comunidades. P3. Promover la aplicación de los estándares internacionales más exigentes en la instalación de sistemas eléctricos. Relacionado con las estrategias 2, 4, y 5. P4. Maximizar la productividad global, a través de la mejora del servicio, la calidad, y costos de operación. P5. Desarrollar e impulsar proyectos de uso de energía limpia y renovable, ofreciendo beneficios tributarios. P3, P4, P7,P8 y P6. Simplificar y homologar los trámites de autorización para la P9 construcción de redes de transmisión. P7. Alcanzar mejores niveles de productividad y competitividad a través de la correcta aplicación de la ley de tercerización. P8. Aplicar normas internacionales de seguridad para la protección de los trabajadores. P9. Brindar capacitación técnica a sus trabajadores, así como también ofrecer programas de actualización a sus ejecutivos. P10. Reclutar personal capacitado para las nuevas tecnologías de PRINCIPIOS CARDINALES P3,P4,P7,P8 y transmisión de energía. 1. La influencia de terceras partes , P9 2. Los lazos pasados y presentes , 3. El contrabalance de intereses, 4. La conservación de los enemigos. VALORES 1. Respeto: A los derechos de todas las personas, a sus creencias y al ejercicio de su libre pensamiento. 2. Honestidad: Mostrada en las acciones y decisiones de los P3, P4, P7y P10 ejecutivos, para crear un ambiente de confianza y transparencia. 3. Solidaridad: Entre todas las personas. 4. Compromiso: Para cumplir con los contratos establecidos y las responsabilidades asumidas. CODIGO DE ETICA 1. Respetar y cumplir los contratos y P1,P2,P4, las normas vigentes del país, creando P6,P7,P8,P9 y un clima de mutua confianza en el P10 sector. 2. A las personas que trabajan en el sector, deben ser respetados todos sus derechos, pensamientos, VARIACIONES ENTRE PERIODOS principios y costumbres. 3. Brindar la mayor seguridad por la vida de las personas que realizan trabajos de alto riesgo en el mantenimiento de las redes del sector, cumpliendo con todas las normas y estándares internacionales de seguridad en su labor diaria de mantenimiento de las torres de alta tensión de energía. 4. Optimizar los recursos para cumplir con los objetivos de forma eficiente y disminuyendo el impacto ambiental. 5. La información debe ser veraz y transparente, y que esté alineada con los valores de la organización, para que las empresas puedan competir en igualdad de condiciones. 6. El logro de los objetivos empresariales debe ser compatible con el cumplimiento de la responsabilidad social corporativa, para mantener la armonía de todos los stakeholders del sector. 7. Mantener todos los activos de transmisión eléctrica en óptimo estado, para brindar seguridad a las comunidades aledañas, cuidando el medio ambiente. 8. Respeto hacia las entidades de supervisión del sector; como OSINERG, COES y MIMEM. P5 y P6 171 Tabla 38 Matriz del Perfil Referencial del Sector Transmisión de Energía (MPR) Factores determinantes de éxito Perú Chile Brasil Colombia Argentina Ecuador Peso 1. 2. 3. Matriz energética diversa Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación Valor Ponderación 0.18 4 0.72 1 0.18 4 0.72 3 0.54 2 0.36 4 0.72 0.05 4 0.20 3 0.15 2 0.10 2 0.10 2 0.10 3 0.15 0.10 1 0.10 4 0.40 3 0.30 3 0.30 2 0.20 3 0.30 (MW) Incremento de Energía generada anual (GWh) Energía consumida por habitante (kWh/hab.) 4. Potencial hídrico explotable 0.20 4 0.80 1 0.20 4 0.80 2 0.40 1 0.20 1 0.20 5. Mano de obra calificada 0.08 3 0.24 3 0.24 3 0.24 2 0.16 2 0.16 3 0.24 6. Relación con la comunidad 0.08 2 0.16 3 0.24 3 0.24 2 0.16 2 0.16 4 0.32 Crecimiento industrial 0.08 4 0.32 2 0.16 4 0.32 3 0.24 2 0.16 2 0.16 7. minero 8. Uso alta tecnología 0.10 3 0.30 4 0.40 4 0.40 4 0.40 2 0.20 4 0.40 9. Incentivos a la inversión 0.05 3 0.15 2 0.10 2 0.10 2 0.10 2 0.10 3 0.15 10. Ampliación de los mercados 0.08 3 0.24 3 0.24 3 0.24 3 0.24 3 0.24 3 0.24 Total 1 3.23 Nota. Tomado de “El proceso estratégico: Un enfoque de gerencia,” por D’Alessio, 2008. Los valores oscilan entre 1 = Debilidad mayor, 2 = Debilidad menor, 3 = Fortaleza menor, y 4 = Fortaleza mayor. 2.31 3.46 2.64 1.88 2.88 172 Referencias Abengoa. (2009). Informe Anual 2009. Informe de Actividades. Recuperado de http://informeanual.abengoa.com/corp/web/es/actividades/Informe_Analiti co_Consolidado/Evolucion_de_los_Grupos_de_Negocio/Ingernieria_y_Co nstruccion_Industrial/index.html Abengoa amplía el crecimiento en sus filiales y mejora las ganancias. (2010, 14 de mayo). Cinco Días.com. Recuperado de http://www.cincodias.com/articulo/empresas/Abengoa-ampliacrecimiento-filiales-mejora-ganancias/20100514cdscdiemp_9/cdsemp/. Asociación Brasileña de Grandes Empresas de Transmisión de Energía Eléctrica [ABRATE]. (2010). Participación de los asociados en el sistema interconectado. Recuperado de http://www.abrate.com.br/download/tabela_associados_2010_2.pdf. Banco Central de Reserva del Perú. (2010a). Reporte de Inflación de Marzo 2010. 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Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER): Es una entidad sin fines de lucro, cuyo objetivo principal es promover y alentar la integración de los sectores eléctricos regionales, basados en la ayuda y cooperación técnica, la transferencia de conocimientos y la formación profesional. Comité de Operación Económica del Sistema (COES): Organismo constituido por las empresas generadoras y transmisoras de un mismo sistema interconectado, tiene como objetivo el despacho de la energía al mínimo costo. Consejo de Administración de Recursos para la Capacitación en Electricidad (CARELEC): Entidad adscrita al del Ministerio de Energía y Minas (MINEM) creada con el objeto de financiar la transferencia de tecnología y capacitación en el ámbito del sector electricidad. Dirección de Concesiones Eléctricas (DCE): Órgano adscrito al Ministerio de Energía y Minas encargado de evaluar, informar, registrar, y controlar el otorgamiento de derechos eléctricos a través de concesiones, autorizaciones y servidumbres, para desarrollar actividades de generación, 186 transmisión y distribución de energía eléctrica. Está a cargo del Director General de Electricidad. Empresas eléctricas: Empresas constituidas por las concesionarias de electricidad y las entidades autorizadas que pueden ser generadoras, transmisoras y distribuidoras. Enlaces redundantes: Son aquellos enlaces que permiten el incremento de la capacidad y confiabilidad en las líneas de transmisión, manteniendo el servicio sin restricciones ante la pérdida de un enlace de transmisión. Estudios de Impacto Ambiental (EIA): Son instrumentos de gestión que describen la actividad propuesta y los efectos directos e indirectos previsibles en el medio ambiente físico y social, tanto a corto como a largo plazo, indicando las medidas que se deberán de adoptar para evitar o reducir el daño a niveles aceptables (Ley 28611, 2005). GWh: Es una unidad de energía que significa Giga Watts por hora, que equivale a 10^9 Wh, en donde los Wh son la cantidad de potencia consumida en una hora. kW: Es el símbolo de kilovatio. Mercado libre: Formado por los clientes libres que no importando donde se encuentren, pueden contratar su suministro de forma independiente, debido a que los límites de potencia que utilizan superan el establecido de 20% de la demanda máxima de concesión, hasta un tope de 1 MW, transando de manera libre el precio, volumen y condiciones. Mercado regulado: Formado por los clientes que no tienen posibilidad de contratar su suministro de forma independiente, porque no superar los mínimos 187 establecidos para convertirse en libres, solo podrán contratar con un solo distribuidor. MW: Es una unidad de potencia que significa Mega Wattios, que equivale a 10^6 wattios, en donde los MW son la potencia consumida o generada. Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERGMIN): Organismo regulador, supervisor, y fiscalizador de las actividades que desarrollan las personas jurídicas de derecho público interno o privado y las personas naturales, en los subsectores de electricidad, hidrocarburos y minería. Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN): Sistema conformado por la integración de los Sistemas Interconectados del Centro Norte (SICN), y el Sistema Interconectado del Sur (SIS). Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE): Es una organización empresarial constituida como asociación civil, que agremia a las personas jurídicas vinculadas a la actividad minera, hidrocarburífera y eléctrica. Tiene como objetivos el fomentar las actividades de sus agremiados, y promover el aprovechamiento sostenible de los recursos naturales, atendiendo la conservación del medio ambiente y el desarrollo social. SWAP: Es un modelo que indica si la cantidad de energía contratada por las empresas coincide con la cantidad despachada de energía. Los beneficios de la empresa no dependerían de la evolución del mercado spot, sino sólo de las cantidades y precios contratados, por lo que los generadores y distribuidores estarían eliminando el riesgo de la volatilidad del precio spot. Wheeling: Es un modelo propio de una empresa verticalmente integrada que 188 posee una red de transmisión a la que tienen acceso otros agentes pero que son despachados después de sus propios recursos y demanda. Esta entidad se encarga de manejar los desbalances, manejar la congestión y brindar servicios auxiliares con sus propios. 189 Apéndice A Marco General Regulatorio del Sub-Sector de Electricidad 1. Decreto Ley 25844. Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (1992). 2. Decreto Supremo 009-93-EM. Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (1993). 3. Decreto Supremo 027-95-ITINCI. Supuestos de infracción a la libre competencia en las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Presidencia de la República del Perú (1995). 4. Ley 26848. Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. Congreso de la República del Perú (1997). 5. Ley 26876. Ley Antimonopolio y Anti-oligopolio del Sector Eléctrico. Congreso de la República del Perú (1997). 6. Decreto Supremo 017-98-ITINCI. Reglamento de la Ley Antimonopolio y Anti-oligopolio del Sector Eléctrico. Presidencia de la República del Perú (1998). 7. Ley 27133. Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural. Congreso de la República del Perú (1999). 8. Decreto Supremo 040-99-EM. Reglamento de la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural. Presidencia de la República del Perú (1999). 9. Ley 27332. Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos. Congreso de la República del Perú (2000). 190 10. Ley 27345. Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía. Congreso de la República del Perú (2000). 11. Decreto Supremo 017-2000-EM. Reglamento para la comercialización de electricidad en un régimen de libertad de precios y modificación del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (2000). 12. Ley 27435. Ley de Promoción de Concesiones de Centrales Hidroeléctricas. Congreso de la República del Perú (2001). 13. Decreto Supremo 032-2001-PCM. Precisa alcances de diversas disposiciones de la Ley 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos. Presidencia de la República del Perú (2001). 14. Resolución Ministerial 143-2001-EM/VME. Aprueban procedimientos 1 al 19 para la optimización de la operación y la valorización de las transferencias de energía del COES-SINAC. Ministerio de Energía y Minas (2001). 15. Decreto Supremo 025-2001-EM. Establecen disposiciones para la aplicación del procedimiento de transición a que se refiere la Ley 26980, mediante la cual se modificaron diversos artículos de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (2001). 16. Resolución Ministerial 232-2001-EM/VME. Aprueban y modifican diversos procedimientos técnicos del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (Coes-Sinac). Ministerio de Energía y Minas (2001). 191 17. Ley 322-2001-EM/VME. Aprueban procedimientos y glosario de abreviaturas y definiciones utilizadas en procedimientos técnicos del COESSEIN. Congreso de la República del Perú (2001). 18. Resolución Ministerial 332-2001-EM/VME. Aprueban procedimientos 31A, 31B y 31C, referidos a la entrega de información de precios, costos y calidad de combustibles líquidos, carbón y gas natural. Ministerio de Energía y Minas (2001). 19. Ley 27744. Ley de Electrificación Rural y de Localidades Aisladas y de Frontera. Congreso de la República del Perú (2002). 20. Decreto Supremo 087-2002-EF. Establece disposiciones reglamentarias de la Ley 26876, Ley Antimonopolio y Anti-Oligopolio del Sector Eléctrico, respecto a operaciones de concentración en el Sector Eléctrico. Presidencia de la República del Perú (2002). 21. Decreto Supremo 029-2002-EM. Dictan disposiciones para la determinación del Sistema Económicamente Adaptado a utilizarse para atender demandas servidas exclusivamente por instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión (2002), derogado mediante el Decreto Supremo 027-2007-EM (2007). Presidencia de la República del Perú (2002). 22. Resolución Ministerial 441-2002-EM/DM. Modifican el procedimiento 25, Indisponibilidad de las Unidades de Generación, y el procedimiento 26, Cálculo de la Potencia Firme. Ministerio de Energía y Minas (2002). 23. Resolución Ministerial 609-2002-EM/DM. Sustituyen el procedimiento 31C, sobre entrega de información de precios y calidad de combustibles gas natural. Ministerio de Energía y Minas (2002). 192 24. Decreto Supremo 004-2003-EM. Fijan el margen de reserva a que se refiere el Reglamento y la Ley de Concesiones Eléctricas, y modifican Decreto Supremo 004-99-EM sobre factores por incentivo al despacho y por incentivo a la contratación. Presidencia de la República del Perú (2003). 25. Decreto de Urgencia 010-2004. Crean fondo de estabilización para fondos de precios de los combustibles derivados de petróleo. Presidencia del Consejo de Ministros del Perú (2004). 26. Resolución Ministerial 191-2004-MEM/DM. Fijan margen de reserva del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional [SEIN]. Ministerio de Energía y Minas (2004). 27. Ley 28611. Ley General del Ambiente. Congreso de la República (2005, 13 de octubre). 28. Decreto Supremo 049-2005-EM. Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad. Presidencia de la República del Perú (2005). 29. Resolución Ministerial 516-2005-MEM/DM. Procedimientos 32, 33 y 34 del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Ministerio de Energía y Minas (2005). 30. Decreto de Urgencia 007-2006. Decreto de urgencia que resuelve contingencia en el mercado eléctrico originada por la existencia de empresas concesionarias de distribución sin contratos de suministro de electricidad. Presidencia del Consejo de Ministros del Perú (2006). 31. Ley 28790. Ley que excluye a los suministros de predios agrícolas para uso de la producción agraria del pago por concepto de alumbrado público. Congreso de la República del Perú (2006). 193 32. Ley 28876. Ley que amplía los alcances del Régimen de Recuperación Anticipada del Impuesto General a las Ventas. Congreso de la República del Perú (2006). 33. Decreto Supremo 007-2006-EM. Modificación del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas sobre disposiciones para la implementación del Sistema Prepago de Electricidad. Presidencia de la República del Perú (2006). 34. Resolución Ministerial 571-2006-MEM/DM. Norma DGE, Reintegros y recuperos de Energía Eléctrica. Ministerio de Energía y Minas (2006). 35. Decreto Supremo 072-2006-EM. Reglamento de la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. Presidencia de la República del Perú (2006). 36. Decreto de Urgencia 035-2006, que resuelve contingencia en el mercado eléctrico originada por la carencia de contratos de suministro de electricidad entre generadores y distribuidores. Presidencia del Consejo de Ministros del Perú (2006). 37. Resolución Ministerial 617-2006-MEM/DM. Norma sobre la Carta de Intenciones entre el Ministerio de Energía y Minas del Perú y el Ministerio de Obras Públicas, Servicios y Viviendas de Bolivia para la Interconexión Eléctrica. Ministerio de Energía y Minas (2006). 38. Ley 28958. Ley que sustituye el literal B) del párrafo 22.2 del artículo 22 de la Ley 28832, para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica. Congreso de la República del Perú (2007). 39. Resolución Ministerial 552-2006-MEM/DM. Aprobar el Plan Transitorio de Transmisión para el período 2007 - 2008, incluye proyectos en el Plan 194 Transitorio de Transmisión para el período 2007 - 2008. Ministerio de Energía y Minas (2007). 40. Decreto Supremo 005-2007-EM. Suspensión temporal de aplicación dos artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (2007). 41. Decreto Supremo 064-2005-EM. Reglamento de Cogeneración (2005), sustituido por el Decreto Supremo 037-2006-EM, modificado por el Decreto Supremo 082-2007-EM, modifican el Reglamento de Cogeneración. Presidencia de la República del Perú (2007). 42. Decreto Supremo 037-2006-EM. Aprueba sustitución del Reglamento de Cogeneración (2006), modificado por el Decreto Supremo 082-2007-E.M, modifican el Reglamento de Cogeneración. Presidencia de la República del Perú (2007). 43. Resolución Ministerial 108-2007-MEM/DM. Determinación del monto específico para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados. Ministerio de Energía y Minas (2007). 44. Decreto Supremo 017-2007-EM. Se dispone transferencia de recursos para el financiamiento del CARELEC. Presidencia de la República del Perú (2007). 45. Decreto Supremo 018-2007-EM. Norma sobre modificación del artículo 184 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (2007). 46. Decreto Supremo 037-2007-EF. Aprueban Reglamento de la Ley que amplía los alcances del Régimen de Recuperación Anticipada del Impuesto 195 General a las Ventas a las Empresas de Generación Hidroeléctrica. Presidencia de la República del Perú (2007). 47. Resolución Ministerial 143-2007-MEM/DM. Incluyen proyectos en el Plan Transitorio de Transmisión para el período 2007 - 2008. Ministerio de Energía y Minas (2007). 48. Decreto Supremo 020-2007-EM. Reglamento del Consejo de Administración de Recursos para la Capacitación en Electricidad [CARELEC]. Presidencia de la República del Perú (2007). 49. Decreto Supremo 027-2007-EM. Reglamento de Transmisión. Presidencia de la República del Perú (2007). 50. Decreto Supremo 052-2007-EM. Que aprueba el Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad. Presidencia de la República del Perú (2007). 51. Decreto Supremo 053-2007-EM. Que aprueba el Reglamento de la Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía. Presidencia de la República del Perú (2007). 52. Resolución Ministerial 400-2007-MEM/DM. Incluyen proyectos en el Plan Transitorio de Transmisión para el período 2007-2008 aprobado por Resolución Ministerial 552-2006-MEM/DM. Ministerio de Energía y Minas (2007). 53. Ley 29128. Ley que establece la facturación y forma de pago de servicios de energía y saneamiento para inmuebles de uso común. Congreso de la República del Perú (2007). 196 54. Decreto Supremo 082-2007-EM. Modifican el Reglamento de Cogeneración. Presidencia de la República del Perú (2007). 55. Decreto Supremo 001-2008-EM. Reglamentan la Duodécima Disposición Complementaria Final de la Ley 28832, Ley para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. Presidencia de la República del Perú (2008). 56. Ley 28832. Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (2006), reglamentan la Duodécima Disposición Complementaria Final mediante Decreto Supremo 001-2008-EM. Congreso de la República del Perú (2008). 57. Decreto de Urgencia 049-2008-MEM/DM. Amplía la vigencia del Decreto de Urgencia 010-2004 mediante Decreto de Urgencia 049-2008, que asegura continuidad en la prestación del servicio eléctrico. Presidencia del Consejo de Ministros del Perú (2008). 58. Decreto Ley 29178. Ley que modifica diversos artículos del Decreto Ley 25844, Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (2008). 59. Ley 29179. Ley que establece mecanismo para asegurar el suministro de electricidad para el mercado regulado. Congreso de la República del Perú (2008). 60. Resolución Directoral 055-2007-DGE. Norma técnica para el intercambio de información en tiempo real para la operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Dirección General de Electricidad. (2007). 197 61. Decreto Supremo 006-2008-VIVIENDA. Sobre Normas reglamentarias de la Ley 29128, Ley que establece la Facturación y Forma de Pago de Servicios de Energía y Saneamiento para Inmuebles de Uso Común. Presidencia de la República del Perú (2008). 62. Decreto Supremo 022-2008-EM. Modifican diversos artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (2008). 63. Decreto Supremo 034-2008-EM. Sobre medidas para el ahorro de energía en el Sector Público. Presidencia de la República del Perú (2008). 64. Decreto Supremo 031-2008-EM. Modifican disposiciones referidas al Sistema Prepago de Electricidad. Presidencia de la República del Perú (2008). 65. Decreto Ley 1041. Que modifica diversas normas del marco normativo eléctrico. Presidencia de la República del Perú (2008). 66. Decreto Ley 1058. Que promueve la inversión en la actividad de generación eléctrica con recursos hídricos y con otros recursos renovables. Presidencia de la República del Perú (2008). 67. Resolución Ministerial 319-2008-MEM/DM. Definen lineamientos para el desarrollo eficiente de la transmisión eléctrica. Ministerio de Energía y Minas (2008). 68. Decreto Supremo 050-2008-EM. Aprueban Reglamento de la Generación de Electricidad con Energías Renovables. Presidencia de la República del Perú (2008). 198 69. Resolución Ministerial 465-2008-MEM/DM. Designan representantes de Edelnor S.A.A. y Luz del Sur S.A.A. ante la Comisión Multisectorial encargada de determinar y proponer las modificaciones necesarias a la normatividad vigente sobre hurtos en instalaciones eléctricas. Ministerio de Energía y Minas (2008). 70. Decreto Supremo 009-2009-EM. Modifican Reglamento de la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. Presidencia de la República del Perú (2009). 71. Decreto Supremo 017-2009-EM. Modifican cuatro artículos del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas: normas para subasta de concesiones eléctricas declaradas en caducidad. Presidencia de la República del Perú (2009). 72. Resolución Ministerial 0137-2009-MEM/DM. Establecen Sistema de Medición Centralizada. Ministerio de Energía y Minas (2009) 73. Resolución Ministerial 129-2009-MEM/DM. Criterios y Metodología para la elaboración del Plan de Transmisión. Ministerio de Energía y Minas (2009). 74. Decreto Supremo 022-2009-EM. Aprueban Reglamento de Usuarios Libres de Electricidad. Presidencia de la República del Perú (2009). 75. Resolución Ministerial 175-2009-MEM/DM. Aprueban Factor de Descuento a Aplicarse a los Proyectos Hidroeléctricos en las Licitaciones de Suministro de Electricidad. Ministerio de Energía y Minas (2009). 76. Decreto de Urgencia 056-2009. Decreto de Urgencia que dicta medidas para asegurar el suministro eléctrico en las zonas urbanas o urbano-rurales. Presidencia del Consejo de Ministros del Perú (2009). 199 77. Decreto Supremo 052-2009-EM. Modifican relacionada con la congestión de las instalaciones de transmisión, de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Presidencia de la República del Perú (2009). 78. Resolución Directoral 040-2009 EM DGE. Modifican tabla que fija los Valores Límite de los Indicadores del Costo Anual Referencial (CAR), previstos en la Resolución Directoral 028-2008-EM/DGE. Dirección General de Electricidad. (2009). 79. Decreto Supremo 058-2009-EM. Modifican Reglamento de Licitaciones de Suministro de Electricidad, Decreto Supremo 052-2007-EM. Presidencia de la República del Perú (2009). 80. Decreto Supremo 059-2009-EM. Modifican el Decreto Supremo 015-2009EM, ley relacionada con la congestión de las instalaciones de transmisión, de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Presidencia de la República del Perú (2009). 81. Resolución Suprema 067-2009-EM. Califican para efecto del Decreto Legislativo 973 al inversionista del contrato de inversión para la inversión destinada al desarrollo del Proyecto Líneas de Transmisión MachupichuCotaruse. Ministerio de Energía y Minas (2009). 82. Resolución Suprema 068-2009-EM. Califican para efecto del Decreto Legislativo 973 al inversionista del contrato de inversión para la inversión destinada al desarrollo del Proyecto Líneas de Transmisión Mantaro Caravelí - Montalvo. Ministerio de Energía y Minas (2009). 83. Resolución Ministerial 496-2009-EM/DM. Aprueban el Plan Referencial del Uso Eficiente de la Energía 2009-2018. Ministerio de Energía y Minas (2009). 200 84. Decreto Supremo 076-2009-EM. Modifican Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. Presidencia de la República del Perú (2009). 85. Decreto de Urgencia 109-2009. Dictan disposiciones para facilitar la exportación temporal de electricidad y reducir cargos a los usuarios del Servicio Público de Electricidad. Presidencia del Consejo de Ministros del Perú (2009). 86. Decreto Supremo 001-2010-EM. Establecen diversas medidas respecto de la remuneración de la potencia y energía. Presidencia de la República del Perú (2010). 87. Decreto Supremo 017-2010-EM. Se modifica el Decreto Supremo 0102010-EM que emitió normas complementarias al Decreto de Urgencia 1162009. Presidencia de la República del Perú (2010). 88. Decreto Supremo 019-2010-EM. Aprueban nuevo Reglamento de la Ley 26848. Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos. Presidencia de la República del Perú (2010). 89. Resolución Ministerial 162-2010-MEM/DM. Incluyen Generación hidroeléctrica en la segunda subasta de energías renovables. Ministerio de Energía y Minas (2010). 90. Decreto de Urgencia 032-2010. Decreto de Urgencia que dicta medidas para acelerar la inversión y facilitar el financiamiento para la ejecución de proyectos de electricidad. Presidencia del Consejo de Ministros del Perú (2010). 91. Decreto Supremo 022-2010-EM. Incorporan disposición transitoria en el Decreto Supremo 016-2010-EM. Presidencia de la República del Perú (2010). 201 Apéndice B Oportunidades de Inversión en Transmisión El contenido de este Apéndice ha sido compilado de extractos adaptados del Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009 elaborado por el Ministerio de Energía y Minas en 2010. La transmisión es una actividad monopólica, en ese sentido, la normatividad establece mecanismos para promover la inversión en la confiabilidad y ampliación de su infraestructura. B.1. Normatividad Promotora Como se ha descrito anteriormente las actividades del sector están normadas por la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley 25844) y su Reglamento, y esta complementado con la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley 28832). Incluyendo otras normas relacionadas a la materia, se debe resaltar ciertos aspectos importantes que promueven la inversión en transmisión: o Procedimientos claros en otorgamiento de los derechos eléctricos para el desarrollo de estudios, construcción y operación de líneas de transmisión (Ley 25844). o Implementación de Planes de Transmisión que deben ser elaborados por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) de acuerdo a las políticas, criterios y metodología aprobados por el Ministerio de Energía y Minas. o Planes de Transmisión para promover la competencia entre los agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, identificar las obras de 202 transmisión que permitan el abastecimiento económico y seguro de la energía eléctrica en bloque, entre otros objetivos. B.2. Alternativas de Inversión Los inversionistas que desean conocer las alternativas de inversión en el sector de transmisión pueden considerar las siguientes fuentes de información: El proceso a través de Proinversión se inicia cuando el Ministerio de Energía y Minas encarga a Proinversión la concesión de proyectos por medio de mecanismo de subastas o licitaciones. Estos proyectos son considerados de necesidad nacional y forman parte del Plan Transitorio de Transmisión (PTT). Actualmente, está en proceso de licitación los siguientes proyectos: LT. Tintaya-Socabaya en 220 kW LT. Piura-Talara en 220 kW LT. Machupicchu – Abancay - Cotaruse en 220 kW El Ministerio de Energía y Minas presenta un portafolio que contiene la lista de proyectos de transmisión que forman parte o no del Plan de Transmisión. En cualquiera de los casos estos proyectos pueden encontrarse en busca de financiamiento para cumplir con los plazos de ejecución de estudios o de construcción. Estos proyectos están clasificados en: Considerados en el plan de transmisión. Son todos los proyectos que forman parte del plan de transmisión e incluye los proyectos que serán subastados ó licitados por Proinversión ó el MINEM. Estos proyectos principalmente 203 pertenecen al Sistema Garantizado; en caso de ser Sistema Complementario se genera un plan de asociación pública-privada. No considerados en el plan de transmisión. Son proyectos que pueden partir de la iniciativa propia de las empresas eléctricas o inversionistas. Estos proyectos forman parte del Sistema Complementario. A continuación se muestran, los proyectos con concesión que no se encuentran en el Plan Transitorio de Transmisión y se consideran como ampliaciones a las concesiones actuales. El mapa presenta los proyectos de transmisión más representativos que se presentan en el subsector eléctrico (véase Figura 39): Desarrollo de la inversión. Los proyectos de transmisión se agrupan en: a. Sistema Garantizado de Transmisión b. Sistema Complementario de Transmisión En el primer grupo, las instalaciones de transmisión son definidas en el plan de transmisión y su construcción y operación es otorgada mediante licitación o subasta pública, las condiciones de plazo y remuneración garantizan un ingreso fijo para el servicio de la transmisión por 30 años. El Sistema Complementario está conformado por las instalaciones que son ejecutadas por iniciativa privada o que están incluidas en los planes de desarrollo regional o en el ámbito de las empresas de distribución. Su remuneración es tal que se garantiza un ingreso fijo por un periodo de 30 años de operación comercial, (véase Figura B1). 204 Figura B1. Proyectos que no están en el plan de transmisión. Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio de Energía y Minas, 2010, p. 31. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR OCHURE%20electricidad%202009.pdf. 1 Líneas de transmisión que poseen concesión definitiva para desarrollar actividades de transmisión de energía eléctrica. 2 Resolución Suprema de otorgamiento o su modificatoria. 3 Fecha de acuerdo con el Contrato de Concesión. 4 Con solicitud de modificación de contrato de concesión, a fin de prorrogar fecha de puesta en operación. 205 Figura B2. Principales proyectos de las líneas de transmisión al 2013. Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM), 2010, p. 32. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BROCHURE%20electricidad%202009.pdf. 206 Apéndice C Perspectivas y Futuro del Sector Eléctrico El contenido de este Apéndice ha sido compilado de extractos adaptados del Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009 elaborado por el Ministerio de Energía y Minas en 2010. C.1. Perspectivas El sistema eléctrico peruano, producto del crecimiento sostenido de la actividad económica, tanto en generación como en transmisión, prevé para el mediano y largo plazo, la implementación y ejecución de proyectos que permitirán abastecer el suministro de electricidad con mayor seguridad, confiabilidad y calidad. En generación la tendencia está orientada a la implementación de centrales térmicas a gas natural, así como el desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas. Respecto a la transmisión, el futuro se orienta a la implementación de líneas en niveles de 500 kW. C.2. Proyección de la Demanda En la Figura C1 se muestra la proyección de la demanda de energía eléctrica en el SEIN para los tres escenarios de crecimiento, optimista, medio y conservador. Para el periodo 2008-2017 se proyecta una tasa de crecimiento promedio anual de 8,5% para el escenario optimista; para el escenario medio, la proyección es de 7,3% y para el escenario conservador 6,1%. 207 Figura C1. Proyección de la demanda energética. Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio de Energía y Minas, 2010, p. 11. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR OCHURE%20electricidad%202009.pdf. C.3. Plan de Equipamiento Referencial en Generación y Transmisión C.3.1. Generación. El gráfico siguiente muestra el balance de potencia-demanda del SEIN para el periodo 2009-2017, en el que se aprecia el programa de puesta en operación de los proyectos de centrales térmicas a gas natural para el mediano plazo (2009-2012) y de las centrales hidráulicas para el largo plazo (2013-2017). El incremento de generación al año 2017, estará dado en la proporción de 39 % en centrales hidroeléctricas y 61% en centrales térmicas a gas natural (véase Figura C1). C.3.2. Transmisión. Entre el 2010 y 2011, la transmisión en el sistema eléctrico peruano, incorporará instalaciones a niveles de tensión de 500 kW, con la implementación de las líneas de transmisión Chilca – Planicie – Zapallal, Mantaro – Caravelí – Montalvo, Zapallal – Chimbote – Trujillo y Chilca – Marcona – Caravelí. De esta manera se estará desarrollando un sistema de transmisión robusto que permitirá brindar mayor seguridad, confiabilidad y calidad al SEIN. El estimado de ampliaciones determinado en el 2009 se puede apreciar en la Figura C2. 208 C.3.3. Interconexión regional. La interconexión del sistema eléctrico peruano con los países vecinos está asociada a la ejecución de los grandes proyectos hidroeléctricos ubicadas en la vertiente Amazónica de la zona centro y sur del país, como es el caso de la interconexión con Brasil. Figura C2. Escenario de demanda prevista de energía 2009-2017. Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio de Energía y Minas, 2010, p. 11. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR OCHURE%20electricidad%202009.pdf. La interconexión con Ecuador tiene ya implementado un enlace de transmisión de 220 kW, entre Tumbes y Machala, con una capacidad limitada a 160 MW y de operación asíncrona. Por diferencias regulatorias vigentes en ambos países, el enlace aún no ha operado de manera continua. Dada la dificultad de acceso y el poco desarrollo de los sistemas eléctricos en la zona de frontera con Colombia, el enlace con el Ecuador permitiría también un intercambio de energía 209 con Colombia, siempre y cuando se desarrollen adecuados dispositivos regulatorios y operativos para los países. Figura C3. Estimados de inversión en ampliaciones. Tomado de "Documento Promotor. Perú Sector Eléctrico 2009," por el Ministerio de Energía y Minas, 2010, p. 12. Recuperado de http://www.MINEM.gob.pe/MINEM/archivos/file/Electricidad/publicaciones/BR OCHURE%20electricidad%202009.pdf. La interconexión con Bolivia y Chile tiene un limitante técnico que es el requerimiento de un convertidor asíncrono para el enlace, debido a la diferencia de frecuencia. C.3.4 El costo marginal y la tarifa en barra. Según el Boletín Informativo de marzo de 2010 de la Dirección General de Electricidad, el costo marginal promedio mensual del SEIN para marzo fue 11% menor que el mes anterior, y llegó a 22,0 dólares por Megavatio-hora (2,2 210 cent$/kW.h), mientras que el correspondiente precio en barra fue similar al mes de febrero 2009 con un valor de 31,3 dólares por Megavatio-hora (3,1 cent$/kW.h). En la Figura 43, se observa el comportamiento mensual que mantienen los citados indicadores. Asimismo, dicho costo marginal fue 12% menor al registrado en el mismo periodo del año anterior que fue 24,9 dólares por Megavatio-hora (US$ 2,49/kWh). 211 Figura C4. Evolución mensual del Costo Marginal y Precio de Barra de Energía Activa Mensual SEIN. Costo Equivalente Barra Santa Rosa. Tomado de "Indicadores del Mercado Eléctrico," por la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, 2010, p. 4. 212 Apéndice D Matriz FODA Fortalezas: F 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. Matriz FODA Oportunidades: O 1. 2. Demanda de Energía de Países Vecinos (Brasil, Ecuador y Colombia) Grandes recursos hídricos, eólicos y geotérmicos 3. Estabilidad política y macroeconómica del país 4. Estímulos tributarios para energía renovables 5. Ampliación del sistema eléctrico interconectado nacional en los próximos años 6. 7. 8. Leyes que promueven transmisión eléctrica Grado de inversión La ley de tercerización la inversión Amenazas: A 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. de Atención de la demanda de transmisión eléctrica al 100% Buena gestión de los inversionistas privados en el sector Recursos Energéticos abastecen la demanda local Capacidad de las empresas del sector para invertir en el mercado de capitales Buena situación financiera de las empresas del sector Rentabilidad segura a largo plazo del 15% anual Alta especialización en el personal del sub sector Contratos de concesión a 30 años Facilidades de conseguir financiamiento Estrategias: FO 1. Buscar nuevos mercados energéticos en el exterior (Brasil, Colombia, Chile, Bolivia y Ecuador): F6, F8, O1,O6 2. Hacer estudios de nuevas fuentes de energía y su transmisión por la amazonia a Brasil: F3, O2, O3y O5 3. Impulsar contratos de construcción de centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión en las zonas cercanas a los países demandantes de energía: F9, F1, O1 4. Mayores incentivos tributarios a la construcción de plantas de energía (hídricos y gas) F8, O7, O2 Incrementar la productividad y competitividad del sector transmisión de energía eléctrica, a 5. través de la aplicación de la tercerización de actividades que forman parte del negocio, reglamentada por ley desde el año 2008: F2, O8 Promover estudios de factibilidad para interconectar las líneas con el resto de países 6. vecinos: F1, O2, O6 Estrategias: FA Debilidades: D 1. 2. 3. 4. 5. 6. Estructura oligopólica del mercado nacional Alto costo de Inversión en el sector Presencia de altos niveles de corrosión en la líneas ubicadas en costa Poca capacidad de negociación (condiciones basadas en los contratos de concesión) Riesgo de muerte del personal de mantenimiento de redes Competencia por captación de personal especializado en LLTT EAT Estrategias: DO 1. Buscar inversionistas para incrementar las fuentes de energía y ampliar las redes de transmisión para atender la demanda interna y externa: D 1, O1, O2, O5, O6 2. Incentivar mayor especialización en el sub sector a través de convenios con los institutos tecnológicos (Senati): D5, D6, O6 y O3 3. Brindar mayores incentivos tributarios a los proyectos de transmisión : D2, O1, O4 4. Incrementar los niveles de calidad y confiabilidad del sector de transmisión de energía, para reducir el nivel de fallas y caídas de energía del SEIN, alcanzando un sistema basado en la excelencia operativa: D5, O3 y O8 5. Implementar leyes que favorezcan la eficiencia de la industria como incentivar el uso de tercerización en las actividades que no son del Giro del sector : D2, D3, D5, D6, O8 6 Estimular la optimización de la estructura organizativa del sector: D2,O3,O7 Estrategias: DA Falta de infraestructura a nivel nacional 1. Incentivar a la inversión de los nuevos proyectos hidroeléctrico en la Amazonía para la exportación a Brasil lo cual traerá mejoras en infraestructura en las zonas aledañas: F3,F6,F8,A1,A2,A5 Riesgo de ataque terroristas a las líneas de 2. transmisión y a las subestaciones Disminuir el tiempo en trámites administrativos para la inversión en el sector : F5,F6,A4 1. Mejorar la política de seguridad de la infraestructura de transmisión incluyendo a las comunidades aledañas a través de incentivos en los programas sociales de las empresas del sector: D5,A2,A5 2. Buscar nuevas fuentes de energía limpias para abastecer el consumo futuro:D2, A3, A6 Riesgo de cambio climático en los próximos 3. Preparar planes de contingencia frente a cambios climático (diversificación de la matriz años como sequía (Hidroeléctricas) energética) F5,A3 Demora en trámites administrativos del estado 4. Incentivar la responsabilidad social con las comunidades y medio ambiente afectadas por las que afecta a la inversión redes de transmisión. F2, F5, A5,A7 Demanda y oposición social frente a los proyectos Aumento de las exigencias medio ambientales Servidumbres ocupadas que afectan la operación y el mantenimiento 3 Incentivar las estrategias de aventura conjunta con instituciones educativas de las zonas aledañas en la formación de técnicos del sector: D5, D6, A3,A5, A6 4. Dar leyes que incentiven la participación de mayores operadores del sub sector D1,D2,A1,A4 213 Apéndice E Elaboración de Matriz PEYEA Posición Estratégica y Evaluación de la Acción Factores Determinantes de la Estabilidad del Entorno (EE) 0 1. Cambios Tecnológicos 2. Tasa de inflación 3. Variabilidad de la demanda 4. Variabilidad de los Impuestos 1 2 3 4 Muchos 5 5 Alta 5 Grande 6 Pocos Baja 4 Pequeña Alta 5 Baja 5. Barreras de entrada al mercado Pocas 5 Muchos 6. Rivalidad / Presión competitiva 7. Variabilidad de los precios 8. Impacto Ambiental Alta Elasticidad Alta 5 Factores Críticos: Comentarios: PROMEDIO -6 = 6 3 Baja Inelástica Baja -1.25 Factores Determinantes de la Fortaleza de la Industria (FI) 0 1. Potencial de crecimiento 2. Potencial de utilidades 3. Estabilidad financiera 4. Conocimiento tecnológico 5. Utilización de recursos 1 2 3 Bajo Bajo 4 4 5 6 Alto Alto 5 Baja 4 Alta Simple 4 Complejo Ineficiente 4 Eficiente 6. Intensidad de capital Baja 5 Alta 7. Facilidad de entrada al mercado Fácil 5 Difícil 8. Alto nivel de gestión empresarial Baja 4 Alta 9. Poder de negociación con los proveedores Bajo 4 Alto PROMEDIO = 4.333 Factores Críticos: Comentarios: Factores Determinantes de la Ventaja Competitiva (VC) 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. Participación de Mercado Capacidad Financiera Gestión Empresarial Rentabilidad Mano de obra calificada Relación con la comunidad Crecimiento industrial minero Uso alta tecnología Incentivos a la inversión 0 Pequeña Inferior Avanzado Variable Baja Baja Bajo Baja Baja PROMEDIO -6 = -1.89 1 2 3 4 5 5 6 Grande Superior Temprano Fijo Alta Alta Alto Alta Alta 4 4 5 3 3 4 5 4 Factores Críticos: Comentarios: Factores Determinantes de la Fortaleza de la Financiera (FF) 0 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. Retorno de la Inversión Apalancamiento Liquidez Capital requerido versus capital disponible Flujo de caja Costo Capital Promedio Ponderado (WACC) Riesgo involucrado al negocio Tasa interna de retorno (TIR) Valor Actual Neto (VAN) Bajo Desbalanceado Desbalanceado Alto Bajo Bajo Alto Lento Bajas PROMEDIO = 1 1 2 3 4 4 3 2 1 2 3 1 1 2 Factores Críticos: Comentarios: Figura E1. Datos para elaborar la Matriz PEYEA 1/2. 5 6 Alto Balanceado Sólido Bajo Alto Alto Bajo Rápido Altas 214 Finalmente la matriz PEYEA se halla graficando los valores obtenidos en la Figura E2 y se complementa con la inclusión de la situación o posición estratégica de los países vecinos del Perú que pudieran distraer la inversión en transmisión. Para ello se confecciona la siguiente tabla (Véase la Tabla E1), que proviene de la información de los capítulos 7 y 8, en especial la contenida en las Figuras 12, 16 y 18, así como la Tabla 17, con los cuales se intenta tener una aproximación de la ubicación estratégica de los países más significativos que pudieran ser destinos alternativos de los recursos que estuvieran disponibles para invertir en el Perú. También es posible apreciar la definición de cuatro sectores en los cuales las inversión es posible. Por ello, se han definido los cuadrantes conservador y competitivo en los que se puede invertir teniendo los cuidados necesarios y en el cuadrante defensivo, no es recomendable invertir ante posibles intervenciones o medidas populistas de los gobiernos de turno, a diferencia del escenario agresivo en los cuales las condiciones para nuevos mercados son auspiciosas y de seguro habrá más de un competidor para atender el tema. Tabla E1 Ubicación en la Matriz PEYEA de Algunos Países Sudamericanos FF Fortalezas financieras Deuda Imp / RIN (Figura 16) FI Fortaleza de la industria Proy PBI 2011. (Tabla 17) EE Estabilidad del entorno Inflación Prom. (Figura 12) VC Ventaja Competitiva (Figura 18) Ubicación en la PEYEA X Y Argentina 14.4 3 3 3 6.9 -7 118 -7 -4.49 -4.03 Brasil 25.55 5 4.1 4 4.4 -4 129 -8 -4.09 0.65 Chile 19.5 4 6 6 1.1 -1 49 -3 2.89 2.74 Colombia 17.95 4 4 4 4 -4 37 -2 1.65 -0.45 Venezuela 10.15 2 0.4 0 32 -32 178 -11 -10.90 -29.84 Perú Valor Máx /reparto 13.95 3 6 6 2 -2 56 -4 2.44 0.75 30.5 6 6 6 6.03 -6 94.5 -6 215 Matriz de Posición Estratégica y la Evaluación de la Acción (PEYEA) del Sector de Transmisión Eléctrica Posi ci ón estratégi ca i nterna Posi ci ón estratégi ca externa Fortale zas financie ras (FF) 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. Retorno de la Invers ión Apalancamiento Liquidez Capital requerido vers us capital dis ponible Flujo de caja Cos to Capital Promedio Ponderado (WACC) Ries go involucrado al negocio Tas a interna de retorno (TIR) Valor Actual Neto (VAN) Es tabilidad de l e ntorno (EE) 1.00 4.00 3.00 2.00 1.00 2.00 3.00 1.00 1.00 2.00 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Cambios Tecnológicos Tas a de inflación Variabilidad de la demanda Variabilidad de los Impues tos Barreras de entrada al mercado Rivalidad / Pres ión competitiva Variabilidad de los precios Impacto Ambiental -5.00 -5.00 -4.00 -5.00 -5.00 -5.00 -6.00 -3.00 -1.25 Fortale za de la indus tria (FI) Ve ntajas compe titivas (VC) 1. Participación de Mercado -5.00 1. Potencial de crecimiento 4.00 2. Capacidad Financiera -4.00 2. Potencial de utilidades 5.00 3. Ges tión Empres arial -4.00 3. Es tabilidad financiera 4.00 4. Rentabilidad -5.00 4. Conocimiento tecnológico 4.00 5. Mano de obra calificada -3.00 5. Utilización de recurs os 4.00 6. Relación con la comunidad -3.00 6. Intens idad de capital 5.00 7. Crecimiento indus trial minero -4.00 7. Facilidad de entrada al mercado 5.00 8. Us o alta tecnología -5.00 8. Alto nivel de ges tión empres arial 4.00 9. Incentivos a la invers ión -4.00 9. Poder de negociación con los proveedores 4.00 -1.89 Eje X= 2.44 Eje Y= 0.75 4.33 Co nclusió n: Muy b uena estab iliad d el ento rno es muy estab le Buena ventaja co mp etitiva Baja f o rtaleza f inanciera Muy b uena f o rtaleza d e la ind ustria De acuerd o a la f ig ura el secto r d eb e exp lo tar su p o sició n f avo rab le, atraves d e estrateg ia g enerica d e lid erazg o en co sto s, d esarro llo d e mercad o s y mejo ra en ef eciencia Figura E2. Datos para elaborar la Matriz PEYEA 2/2. 216 Apéndice F Ratios de Performance de Calidad del Sector Transmisión El contenido de este apartado ha sido compilado del documento Estadística de Supervisión. Resolución OSINERG 091-2006-OS/CD elaborado por OSINERGMIN en 2009 según el procedimiento de Supervisión y Fiscalización del Performance de los Sistemas de Transmisión. Tabla F1 Desconexiones de Transmisión 2005 - 2008 Desconexiones en líneas de transmisión de 220 kW Periodo Nº Desconexiones Duración (hrs) Sem 1-2005 30 13.15 Sem 2-2005 11 18.05 Sem 1-2006 14 8.1 Sem 2-2006 20 106.54 Sem 1-2007 17 35.53 Sem 2-2007 28 113.01 Sem 1-2008 11 3.74 Sem 2-2008 18 11.52 Sem 1-2009 13 27.87 Nota. Tomado de "Desconexiones en Líneas de Transmisión de 220 kW," por el Organismo Supervisor de Inversión en Energía (OSINERGMIN), 2009. Recuperado de http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/PERFORMANCE%20TRANSMISION.pdf Figura F1. Estadística de actividad. Servidumbres de LT. Tomado de "Desconexiones en Líneas de Transmisión de 220 kW," por el Organismo Supervisor de Inversión en Energía, 2009. Recuperado de http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/PERFORMANCE%20TRANS MISION.pdf 217 El contenido de este apartado ha sido compilado del documento Estadística de Supervisión. Resolución OSINERG 264-2005-OS/CD elaborado por OSINERGMIN en 2010 según el procedimiento de supervisión de deficiencias en líneas de transmisión y en zonas de servidumbre. Figura F2. Número de vanos con construcciones. Tomado de "Estadística en Servidumbres de Líneas de Transmisión," por el Organismo Supervisor de Inversión en Energía, 2010. Recuperado http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/Servidumbre%201er%20Sem% 202007.pdf 1 Número de vanos con construcciones de REP, registrados en enero 2006 por OSINERGMIN. 2Número de vanos con construcciones de REP, registrados en enero 2007 por la Comisión creada mediante RM 324-2005-PCM. 3ZARES. Zonas de Alto Riesgo Eléctrico en Servidumbres. 218 Figura F3. Número de construcciones que invaden fajas de servidumbre. Tomado de "Estadística en Servidumbres de Líneas de Transmisión," por el Organismo Supervisor de Inversión en Energía, 2010. Recuperado http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/GFE/Servidumbre%201er%20Sem% 202007.pdf 4 Número de construcciones en faja de servidumbre de REP, registrados en Enero 2006 por OSINERGMIN. 5Número de construcciones en faja de servidumbre de REP, registradas en enero 2007 por la Comisión creada mediante RM 324-2005PCM. 219 Figura F4. Hora de proyectos eléctricos. Tomado de "Hora de proyectos eléctricos," de Gastañaduí R., A., 2010, Sección Sectorial, El Comercio, p. b12-b13. 220 Figura F5. Integración energética en América Latina. Tomado de "Integración energética un debate necesario," por Ministerio de Energía y Minas, 2010, Revista Energiminas, 4(2), pp. 6-15. 221 Figura F6. Mapa estratégico del sector de transmisión de energía hasta 2030. Tomado de “Gerencia Estratégica: Teoría, Metodología, Lineamientos, Implementación y Mapas Estratégicos,” de Serna G., H., 2006, Bogotá, Colombia: 3R. 222 Apéndice G Síntesis Informativa Energética de los Países de la Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER) 2009 El contenido de este apartado ha sido compilado del documento que lleva el nombre del título, elaborado por CIER en 2009. Este es una síntesis anual de los datos energéticos más representativos de los países de la CIER: generación, demanda, consumo, longitud de líneas, niveles de electrificación, interconexiones, gasoductos y reservas de gas. En la Tabla G1 podemos apreciar el monto exportado e importado de energía entre los países de la región en el 2008, aspecto que facilita el ingreso del país a un mercado ya desarrollado, por lo cual encontrar el camino normativo para permitirlo será libre de obstáculos. En la Tabla G2 se aprecia que Chile y Brasil tienen la mayor fortaleza como clientes pues tienen el sector industrial con mayor consumo, complementario con el ritmo de su crecimiento en la Tabla G3. Tabla G1 Intercambios de Energía - Año 2008 Exportador Argentina Importador Argentina Total Importaciones Brasil Colombia Ecuador 1.277 - - 6.891 8 - 8.176 - - 39.582 14 565 40.162 - - - - - 1.154 38 - - 4 42 - - - 500 Brasil 1 Chile 1.154 - Colombia - - Paraguay Uruguay Venezuela Ecuador - - 500 Uruguay 834 129 - - 102 - - - 602 38 46.473 22 Venezuela Total Exp 1.989 1.406 - - 963 102 569 51.099 Nota. Valores en GWh. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, 2009, p. 7, Montevideo, Uruguay: Autor. 223 Tabla G2 Energía Eléctrica Consumida Según Sectores Finales – Año 2008 País C. Res. Argentina C. Ind. C. Comerc. Alumb. Total Consumo Pérdidas por Púb y otro Facturado propio redes 30.400 34.881 17.901 9.199 92.381 Bolivia 1.804 1.276 870 389 4.339 Brasil 94.462 167.776 61.417 55.808 379.463 Chile 8.749 33.333 6.198 1.864 50.144 1.623 5.081 Colombia 6.714 15.520 s/d 77.833 18.322 13.861 10.077 58 42.318 1.708 7.172 Ecuador 4.384 3.880 2.437 1.830 12.531 599 3.561 Paraguay 2.473 1.536 1.136 841 5.986 1 2.902 Perú 6.357 15.437 4.495 675 26.964 513 3.097 Uruguay 2.837 1.809 1.435 990 7.071 135 1.611 s/d s/d s/d s/d s/d s/d s/d Venezuela Nota. Niveles en población y en viviendas; suministradores de servicio público; cantidades en GWh. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, 2009, p. 10, Montevideo, Uruguay: Autor. Tabla G3 Evolución de Potencia y Energía entre 1980 y 2008 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2008 % Crecimiento 2000-2008 GWh 35.875 38.870 45.303 62.809 88.965 106.523 121.978 37 kWh/hab 1.280 1.360 1.459 1.882 2.438 2.871 3.225 32 MW 10.079 13.476 14.966 18.511 26.357 28.292 30.841 17 MW 392 470 525 709 1.325 1.379 1.503 13 GWh 1.253 1.429 1.901 2.792 3.884 4.908 6.238 61 kWh/hab 228 222 284 378 468 521 622 33 MW 28.524 40.515 49.603 55.497 67.713 92.865 102.771 52 GWh 129.181 178.247 211.328 261.060 324.936 405.100 459.840 42 PAIS Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Paraguay Perú kWh/hab 1.076 1.336 1.554 1.886 2.142 2.402 2.598 21 MW 2.195 3.084 3.372 5.275 10.371 12.363 13.673 32 GWh 8.658 16.902 13.851 25.106 41.269 52.479 59.704 45 kWh/hab 773 896 1.051 1.763 2.748 3.358 3.630 32 MW 4.475 6.349 8.312 10.156 12.581 13.348 13.868 10 GWh 21.454 25.734 33.877 41.908 42.296 50.430 55.378 31 kWh/hab 774 925 1.058 1.088 983 1.058 1.233 25 MW 862 1.623 1.717 2.465 3.348 3.567 4.556 36 GWh 3.090 4.524 6.361 8.405 10.606 13.404 18.608 75 kWh/hab 370 484 589 734 839 1.147 1.381 65 MW 273 1.324 6.178 6.933 8.166 8.116 8.816 8 GWh 700 3.999 27.158 41.607 53.210 51.047 55.362 4 kWh/hab 221 374 641 890 1.044 1.212 1.414 35 MW 2.037 2.519 2.842 3.196 6.070 6.200 7.158 18 224 Uruguay Venezuela Región GWh 6.795 8.380 9.558 13.080 19.923 25.510 32.443 63 kWh/hab 396 426 444 558 776 937 1.126 45 MW 795 1.881 1.909 2.108 2.115 2.030 2.497 18 GWh 3.279 6.517 7.244 6.252 7.365 7.566 8.013 9 kWh/hab 1.145 1.317 1.521 1.934 2.386 2.518 2.686 13 MW 7.807 12.453 18.014 18.161 21.233 22.910 23.154 9 GWh 33.426 37.988 56.196 70.672 89.488 110.370 119.297 33 kWh/hab 2.248 2.194 2.837 3.226 3.697 4.133 4.254 15 MW 57.439 83.694 107.438 123.011 159.279 191.070 208.837 31 GWh 243.711 322.590 412.777 533.691 681.942 827.337 936.861 37 1.780 1.959 2.232 2.446 25 CIER kWh/hab 1.020 1.195 1.396 Nota. MW = potencia de generación instalada; GWh = energía generada; kWh/hab = energía consumida por habitante. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, 2009, p. 10, Montevideo, Uruguay: Autor. 225 Tabla G4 Precio de la Electricidad a Consumidores Finales Clientes Residenciales Industriales Carga máxima Min. Admitida 7.7 30 Energía (kWh / 200 1600 5000 Empresa / Zona mes) ARGENTINA de concesión EDELAP, La EDENOR, Cap. Plata EDESUR, Cap Fed EPESF,Santa Fe Fed BOLIVIA Sin 5,000,000 10 200 2000 50000 C/Im Sin C/Im C/Im Sin C/Im C/Im Sin C/Im C/Im Sin C/Im C/Im Sin C/Im C/Im 1 $US = 3,4588 $m/n Imp. p. p. 24 29 34 ConI 24 SinIV 26 31 Imp. 71 p. 87 SinIV 76 p. 102 ConI 91 Imp. 62 p. 67 SinIV 67 p. 84 ConI 84 Imp. 34 p. 46 ConI 45 Imp. 58 p. 63 SinIV 63 p. 78 ConI 78 Imp. 41 34 p. 36 SinIV 36 p. 45 SinIV 44 p. 56 ConI 56 92 VA 146 64 85 34 VA Clientes 113 36 36 A 39 45 VA 48 59 92 63 A 98 79 VA 122 42 84 68 A 90 51 45 A 55 56 VA 69 24 74 C/Im Comerciales CLIENTES 10,000 26 A 79 71 31 VA 94 72 115 77 A 122 63 59 42 1 $US = 6,97 $m/n CRE, Area Integ 72 76 87 72 75 86 58 61 70 46 48 55 136 143 163 90 95 109 ELFEC, Cbba 80 84 96 88 93 106 55 58 66 40 42 48 111 117 134 84 89 101 BRASIL 1 $US = 2,3335 $m/n CEEE-D, CEMIG, M. COPEL, Paraná Gerais CHILE CGE 137 146 192 132 140 187 132 139 168 81 85 103 133 141 188 112 119 158 154 171 244 154 171 244 151 161 188 109 117 137 151 161 188 180 192 225 120 120 171 113 113 164 105 105 162 65 65 100 106 106 156 93 93 137 1 $US = 641,2749 $m/n Dist 187 187 223 180 180 214 162 162 193 124 124 148 202 202 240 156 156 185 CHILECTRA, Rancagua CONAFE, V. del Santiago COLOMBIA mar CODENSA, 174 174 207 190 190 227 157 157 186 129 129 153 151 151 179 152 152 181 162 162 192 155 155 185 168 168 200 95 95 113 157 157 187 133 133 158 EPM, Medellín Bogotá ESSA, Santander COSTA RICA CNFL, San José ICE, Nacional ECUADOR 1 $US = 2.243,7 $m/n 126 126 126 126 126 126 151 151 151 115 115 115 151 151 151 125 125 125 120 120 120 120 120 120 144 144 144 72 72 72 144 144 144 120 120 120 148 148 148 148 148 148 178 178 178 98 98 98 178 178 178 148 148 148 1 $US = 550,08 $m/n 82 82 82 131 131 137 170 170 192 s/d s/d s/d 144 144 163 198 198 224 107 107 107 221 221 232 227 227 257 104 104 117 197 197 223 215 215 243 1 $US = 1,0 $m/n CENTROSUR 112 112 112 117 117 117 78 78 78 64 64 64 97 97 97 92 92 92 EEASA, Ambato Azuay, EEQSA, 118 118 118 125 125 125 126 126 126 62 62 62 109 109 109 83 83 83 86 86 86 94 94 94 99 99 99 60 60 60 88 88 88 79 79 79 208 EL SALVADOR Pichincha AES CLESA, CAESS, Central Occ DELSUR, El 1 $US = 1,0 $m/n 201 201 227 203 203 230 277 277 313 s/d s/d s/d 189 189 214 184 184 182 206 186 186 210 232 232 263 s/d s/d s/d 182 182 206 161 161 182 ador 155 155 175 158 158 178 250 250 283 s/d s/d s/d 140 140 158 143 143 77 74 74 81 59 59 65 26 26 28 79 79 87 57 57 62 PARAGUAY Salvador ANDE, Nacional 1 $US = 4.850 $m/n PERU 1 $US = 2,98 $m/n 70 70 ELSE, Cusco 148 148 176 139 139 166 175 175 208 s/d s/d s/d 137 137 164 91 91 108 ELSM, Ica 133 133 158 126 126 150 162 162 192 s/d s/d s/d 124 124 148 79 79 94 LUZ, Lima 116 116 138 110 110 131 133 133 158 62 62 73 109 109 129 78 78 93 226 Clientes Residenciales Carga máxima Min. Admitida Energía (kWh / Empresa / Zona mes) RÉP. de concesión EDE Este Reg. DOMINICANA URUGUAY Este UTE, Nacional VENEZUELA CADAFE, Industriales 7.7 200 Sin 30 1600 C/Im 5000 Comerciales CLIENTES 10,000 10 5,000,000 200 2000 50000 C/Im Sin C/Im C/Im Sin C/Im C/Im Sin C/Im C/Im Sin C/Im C/Im Sin C/Im C/Im 1 U$S= 35,26 $m/n Imp. p. p. 104 104 104 SinIV$m/nConI 1 $US = 21,41 Imp. 208 p. 208 SinIV p. 208 ConI Imp. 229 p. 229 SinIV p. 229 ConI Imp. 171 p. 171 SinIV p. 171 ConI Imp. 233 p. 233 SinIV p. 233 ConI Imp. 257 p. 257 SinIV p. 257 ConI 122 122 A 148 VA 117 117 A 143 58 VA Clientes 58 A 71 VA 115 115 A 140 VA 87 87 A 106 VA 57 57 57 48 48 20 22 46 46 50 34 34 37 145 145 177 A VA 1 $US = 2,15 $m/n 31 31 31 52 20 EDC, Distrito 44 44 44 68 68 68 52 52 56 34 34 37 60 60 66 44 44 nacional ENELVEN, 43 43 43 33 33 33 42 42 46 22 22 24 38 38 42 29 29 Capital Nota. Consumos típicos en kW (potencia) y kWh/mes (energía). Valores en U$S/MWh sin impuestos, con impuestos Zulia excepto IVA y con impuestos incluido el IVA, vigentes al 2/1/2009. s/d = sin datos. Dado que son clientes en AT, varias empresas no disponen de clientes con estas características. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, 2009, p. 11, Montevideo, Uruguay: Autor. 48 32 Tabla G5 Longitud de Líneas de Alta Tensión y Potencia de Transformadores - Año 2008 Tensión Argentina Bolivia Brasil Chile Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Venezuela 100-150 kW 14.350 669 56.080 4.210 10.040 2.694 - 3.636 3.554 311 MVA s/d s/d s/d s/d 11.035 1.666 - 6.304 2.963 s/d 151-245 kW 1.403 1.545 36.445 10.899 11.674 2.912 3.551 5.711 11 5.794 MVA s/d s/d s/d s/d 13.187 2.420 2.642 14.811 70 s/d 246-480 kW 1.116 - 16.107 408 - - - - - 3.606 MVA s/d - s/d s/d - - - - - s/d > 480 kW 10.964 - 32.972 1.010 2.399 - 16 - 771 2083 MVA s/d - s/d s/d 7.170 - 1.500 - 1.800 s/d C. Continua - - 1.612 - - - - - - - MVA - - s/d - - - - - - - Nota. Valores en kilómetros. Argentina: incluye transportistas independientes, Internacionales y Salto Grande (lado argentino). Bolivia: datos correspondientes al STI (Sistema Troncal de Interconexión). Venezuela: datos correspondientes a la Red Troncal de Transmisión. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, 2009, p. 6, Montevideo, Uruguay: Autor. 227 En las Tablas G4 y G5 podemos apreciar las tarifas de los consumidores aspecto que servirá para tener una idea firma de los flujos de efectivo al decidir las ampliaciones, así como las estructuras de transmisión y tensión existentes., En las Figuras G1 y G2 se aprecia la ubicación de las interconexiones y de las estructuras de transmisión de gas servirán de sustento para la prospección de la matriz de perfil comparativo del sector transmisión en el Perú respecto a sus pares. Figura G1. Centrales e interconexiones internacionales. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, p. 10, 2009, Montevideo, Uruguay: Autor. 228 Figura G2. Red de gasoductos. Tomado de "Síntesis Informativa Energética 2009," por Secretaría Ejecutiva de CIER, p. 12, 2009, Montevideo, Uruguay: Autor.
