Luz del Sur A : 22. INFORMES DE CLASIFICACIÓN DE RIESGO.

LUZ DEL SUR S.A.A.

Informe con EEFF1 de 30 de junio de 2022

Fecha de comité: 14/09/2022

Periodicidad de actualización: Trimestral

Sector Eléctrico, Perú

Equipo de Análisis

Paul Solís

Daicy Peña

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Fecha de información

dic-17

dic-18

dic-19

dic-20

dic-21

jun-22

Fecha de comité

29/05/2018

10/05/2019

29/05/2020

27/05/2021

18/05/2022

14/09/2022

Acciones Comunes

PEPCN1

PEPCN1

PEPCN1

PEPCN1

PEPCN1

PEPCN1

2do, 3er y 4to Programa de Bonos Corporativos e I.C.P.

de Luz del Sur S.A.A

Bonos Corporativos

PEAAA

PEAAA

PEAAA

PEAAA

PEAAA

PEAAA

Instrumentos de Corto Plazo

PE1+

PE1+

PE1+

PE1+

PE1+

PE1+

Perspectiva

Estable

Estable

Estable

Estable

Estable

Estable

PE Primera Clase, Nivel 1: Las acciones clasificadas en esta categoría son probablemente las más seguras, estables y menos riesgosas del mercado. Muestran una muy buena capacidad de generación de utilidades y liquidez en el mercado.

Categoría PEAAA: Emisiones con la más alta calidad de crédito. Los factores de riesgo son prácticamente inexistentes.

Categoría PE1+: Emisiones con la más alta certeza de pago oportuno. La liquidez a corto plazo, factores de operación y acceso a fuentes alternas de recursos son excelentes.

Las categorías de las emisiones de mediano, largo plazo y de acciones preferentes podrán ser complementadas si correspondiese, mediante los signos (+/-) para mejorar o desmejorar, respectivamente la clasificación alcanzada entre las categorías "PEAA" y "PEB".

La información empleada en la presente clasificación proviene de fuentes oficiales; sin embargo, no garantizamos la confiabilidad e integridad de la misma, por lo que no nos hacemos responsables por algún error u omisión por el uso de dicha información. La clasificación otorgada o emitida por PCR constituyen una evaluación sobre el riesgo involucrado y una opinión sobre la calidad crediticia, y la misma no implica recomendación para comprar, vender o mantener un valor; ni una garantía de pago del mismo; ni estabilidad de su precio y puede estar sujeta a actualización en cualquier momento. Asimismo, la presente clasificación de riesgo es independiente y no ha sido influenciada por otras actividades de la Clasificadora.

El presente informe se encuentra publicado en la página web de PCR (http://www.ratingspcr.com), donde se puede consultar adicionalmente documentos como el código de conducta, la metodología de clasificación respectiva y las clasificaciones vigentes.

Racionalidad

En comité de clasificación de riesgo, PCR decidió ratificar las clasificaciones vigentes de Luz del Sur S.A.A de "PEPCN1" a las acciones comunes y de "PEAAA" al Segundo, Tercer y Cuarto Programa de Bonos Corporativos y "PE1+" a los Instrumentos de corto plazo, con perspectiva Estable al 30 de junio del 2022. Esta decisión se sustenta en las ventajas del área de concesión de sus operaciones, lo que le brinda una estabilidad de ingresos a largo plazo, especialmente, en el segmento de clientes residenciales y comerciales, asegurando su capacidad para abastecer la demanda con firma de contratos de largo plazo con las empresas generadoras de electricidad. Además, destaca que la empresa presenta márgenes operativos estables y adecuados niveles de cobertura.

Perspectiva

Estable

Resumen Ejecutivo

• Abarca estratégico ámbito de concesión. La Compañía opera en la zona sur de Lima y en la provincia de Cañete abarcando más de 3,500 km2, donde residen más de 4 MM de habitantes. Asimismo, concentra importantes centros comerciales y atiende a clientes no regulados en las zonas industriales.
• Estabilidad en ingresos e incremento en el número de clientes. Las ventas de energía eléctrica a clientes residenciales y comerciales (principal segmento de consumo) mantienen un nivel estable, sustentado en un incremento del número de clientes residenciales a una tasa acorde con el crecimiento vegetativo de la población y a un aumento de la tarifa (S/ por KWh) de ambos segmentos, lo que permite mantener una certeza sobre los ingresos futuros de la empresa.
• Suministro de energía asegurada. Al corte evaluado, la Compañía mantiene firmado 64 contratos de suministros de energía con 19 empresas generadoras que le garantizan una potencia total contratada de 2,252 MW. La suscripción de dichos contratos de mediano y largo plazo le permite garantizar sus requerimientos de potencia y energía para atender la creciente demanda en su zona de concesión, los que cuentan con vencimientos hasta diciembre de 2045.
• Saldo de efectivo por encima del promedio prepandemia pero menores niveles de liquidez general. Ante la pandemia del COVID-19,la empresa decidió elevar su nivel de liquidez durante el año 2020, en previsión de un menor nivel de ventas y de reducción de las cobranzas. En la medida que el consumo y el cobro de los recibos se normalizaba la empresa empezó a reducir su nivel de efectivo, aunque todavía se ubica sobre sus niveles prepandemia. La liquidez general disminuyó hasta 0.38x al cierre de junio 2022 (jun-21:0.45x), debido al mayor

1 No Auditados

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DORA MONICA ROJAS MEDINA

Fecha: 14/09/2022 05:20:02 p.m.

crecimiento del Pasivo Corriente (+18.8%, +S/ 253.4 MM), respecto al crecimiento del Activo Corriente (2.5%, +S/

• 14.8 MM). En detalle, el aumento del pasivo corriente se explica por un incremento en la parte corriente de la deuda a largo plazo (+ S/ 41.8 MM, +19.1%, respecto a junio 2021) y un incremento en los Sobregiros y Préstamos Bancarios (+S/ 156.4 MM, +24.6%).

• Impacto del COVID-19 sobre el consumo eléctrico en la zona de concesión. La demanda de energía en 2020 fue afectada negativamente por la pandemia del COVID-19,ya que la cuarentena restringió el funcionamiento normal de la economía. En la medida que los indicadores de contagio mejoraban, el Gobierno empezó un esquema de levantamiento de las restricciones por fases, lo cual generó una recuperación en el consumo. Al corte de evaluación, la demanda se ha normalizado, según cifras del Ministerio de Energía y Minas.
• Crecimiento del EBITDA. El EBITDA del periodo alcanzó S/ 542.9 MM, registrando crecimiento de 23.4% (S/ +102.8 MM) con relación a junio 2021, explicado principalmente por la expansión de las ventas y por el aumento en las tarifas eléctricas por tipo de cliente. Con ello, el margen EBITDA anualizado se ubicó en 30.0% (junio 2021: 27.7%).
• Niveles de cobertura adecuados. La razón de deuda financiera a EBITDA anualizado obtuvo un valor de 2.19x, menor a lo registrado el año anterior (jun-21: 2.74x), explicado principalmente por una disminución de la deuda financiera a largo plazo; con ello, este indicador mejora el nivel obtenido prepandemia (promedio de 2.24x entre 2016 - 2021). Por otro lado, el Ratio de Cobertura de Servicio de Deuda (RCSD) se mantuvo constante con respecto al periodo anterior (junio 2021), ubicándose en 0.92x al cierre de junio 2022, siendo afectado por el aumento de obligaciones financieras a ser amortizadas en el corto plazo, dado el incremento de préstamos con la banca durante el año 2021 (parte corriente de la deuda a largo plazo). Por último, se cuenta con un adecuado nivel de autonomía financiera a junio 2022 de 53.9%, ligeramente menor al valor obtenido a cierre de junio 2021 (54.3%).
• Comportamiento de la acción. Durante el 4T-2021, la acción presentó un repunte alentado por la recuperación del consumo de energía hacia sus niveles prepandemia; cerrando dic-21 en S/ 14.24 por acción. Posteriormente, en el 1S-2022 la acción continuó su tendencia creciente en línea con la normalización de las actividades económicas, a pesar de la caída en el precio de la acción durante los meses de abril y mayo de 5.8% y 9.4% respectivamente. Cabe indicar que la reducción en febrero de las restricciones de aforo en centros comerciales (el único sector que aún no recuperaba su nivel de consumo de energía eléctrica a niveles prepandemia) generó un impulso en la cotización de la acción en el semestre.

Factores claves

Factores que podrían conducir a un aumento en la calificación

• No aplica. La Compañía mantiene la máxima clasificación.

Factores que podrían conducir a una disminución en la calificación

• Cambios en la regulación vigente del sector eléctrico peruano que afecten los niveles y la estabilidad de las ventas, así como los márgenes de la Compañía.
• Elevados niveles de apalancamiento financiero y bajos niveles de cobertura

Metodología utilizada

La opinión contenida en el informe se ha basado en la aplicación de la metodología vigente para calificación de riesgo de acciones, así como la metodología vigente para calificación de riesgo de instrumentos de deuda de corto, mediano y largo plazo, acciones preferentes y emisores cuya aprobación se realizó en sesión N°004 del Comité de Metodologías con fecha 09 de julio 2016 y sesión N°001 del Comité de Metodologías con fecha 09 de enero de 2017, respectivamente.

Información utilizada para la clasificación

Información financiera: Estados Financieros auditados de los períodos 2017-2021. Estados Financieros no auditados a junio 2022 y 2021.

Limitaciones y Limitaciones Potenciales para la clasificación

Limitaciones encontradas: No se encontró limitaciones respecto a la información presentada por la empresa.

Limitaciones potenciales: Riesgos Previsibles: i) El crecimiento de la Compañía depende del nivel de actividad económica del país y en especial dentro de su zona de concesión. Por tanto, las modificaciones en indicadores macroeconómicos podrían influir en el desempeño de la Compañía, ii) Las operaciones de la Compañía se encuentran sometidas a la Ley de Concesiones Eléctricas y a las normas del marco regulatorio del sector eléctrico en el Perú. Sin embargo, no puede garantizarse que la regulación vigente se mantenga inalterada en el futuro, de manera que no afecten las operaciones o los resultados de la Compañía. Riesgos no Previsibles: La extensión de la pandemia del COVID-19, nuevas olas de contagios y retrasos en las campañas de vacunación de la población podrían impactar en los ingresos de la compañía debido a la menor demanda en centros comerciales y clientes libres. Asimismo, eventos climatológicos que impidan el correcto funcionamiento de las instalaciones.

Desarrollos Recientes

• El 9 de setiembre de 2022, la empresa anunció que el Sr. Eduardo Armando Benavides Torres informó su renuncia al cargo de Secretario del Directorio de Luz del Sur S.A.A., renuncia que será efectiva desde el día de comunicación del hecho de importancia.
• El 29 de abril de 2022, la empresa solicitó disponer la exclusión del Registro Público del Mercado de Valores de los valores denominados "Bonos Luz del Sur -Décima Emisión" correspondientes al Segundo Programa de
  Emisión de Bonos Corporativos e ICP de Luz del Sur.

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• El 12 de abril de 2022, la empresa informó que recibió una multa por 25 UIT, equivalente a S/ 105,000 y una multa por 20 UIT, equivalente a S/ 84,000 por parte de la Superintendencia Adjunta de Supervisión de Conductas de Mercados (Resolución de Superintendencia Adjunta SMV N°018-2022-SMV/11), por haber incurrido en dos
  (2) infracciones de naturaleza leve tipificada en el Reglamento de Sanciones.
• El 4 de abril de 2022, la empresa solicitó disponer la exclusión del Registro Público del Mercado de Valores de los valores denominados "Bonos Luz del Sur -Segunda Emisión" correspondientes al Segundo Programa de
  Emisión de Bonos Corporativos e ICP de Luz del Sur. Asimismo, se solicitó lo mismo para los valores denominados "Bonos Luz del Sur - Novena Emisión" correspondientes al Segundo Programa de Emisión de Bonos Corporativos e ICP de Luz del Sur.
• El 31 de marzo de 2022, la empresa anunció que Ning Xue se desempeñará como presidente del Directorio para el periodo 2022-2023, mientras que Hui Li se desempeñará como vicepresidente del Directorio en el mismo periodo.
• El 16 de marzo de 2022, la empresa anunció que Mario Gonzales del Carpio asumirá el cargo de Gerente General de Luz del Sur en reemplazo de Mile Cacic Enríquez, quien se desempeñó como Gerente General desde 1999.
• El 30 de marzo de 2022, en Junta Obligatoria Anual de Accionistas se aprobó: a) Elección y Remoción de Directores, b) Aprobación de EE.FF. y Memoria, c) Política de Dividendos y d) Distribución y aplicación de utilidades. En detalle, se acordó distribuir dividendos por S/ 105.7 MM, correspondiéndole S/ 0.217 por acción. Además, se acordó dejar como utilidades de libre disposición la suma de S/ 452.3 MM.
• El 24 de febrero de 2022, la empresa realizó la convocatorio a la Junta Obligatoria Anual de Accionistas No Presencial para el 30 de marzo de 2022.
• El 7 de enero de 2022, la empresa informó que recibió una multa por S/ 6,615 por parte de la Superintendencia Adjunta de Supervisión de Conductas de Mercados (Resolución de Superintendencia Adjunta SMV N°120-2021- SMV/11), por haber incurrido en una (1) infracción de naturaleza leve tipificada en el Reglamento de Sanciones. Si bien la referida Resolución no agota la vía administrativa, la misma ya fue cancelada.

Contexto Económico

Al primer semestre del 2022, la economía peruana registró un crecimiento de 3.5% interanual, comportamiento explicado por el contexto de políticas monetarias y fiscales expansivas; así como el paulatino nivel de recuperación de los diferentes sectores económico. Esto, se vio reflejado en la evolución positiva de la mayoría de los sectores de la economía, con excepción de pesca, minería e hidrocarburos. Adicionalmente, durante los primeros meses del semestre, el gobierno continuó flexibilizando las medidas de control sanitario: ampliación del aforo de diferentes negocios como gimnasios, casinos, teatros, cines, negocios afines, y de medios de transporte, así como la reducción del horario de toque de queda. Además, desde junio 2021, el PBI local registra un crecimiento continuo en comparación a sus niveles del 2019.

En cuanto al desempeño de los principales sectores que componen el PBI local: el sector manufactura (peso: 12.6%) registró un crecimiento de 6.5% la manufactura no primaria y una disminución de 8.5% la manufactura primaria en comparación al mismo periodo del 2021, dado la mayor actividad registrada en sus tres componentes (industria de bienes intermedios, industria de bienes de consumo e industria de bienes de capital); el sector minería e hidrocarburos (peso: 10.3%) decreció 0.1%, debido a la menor extracción de los metales por conflictos y mantenimientos en las unidades. Por el lado del sector Electricidad & Agua, tuvo un crecimiento de 2.7% interanual, proyectándose para el 2023 un crecimiento de 5.0% según BCRP.

Cabe indicar que, a junio 2022 los sectores más representativos continúan siendo Servicios (50.7%) que incluye alojamiento, restaurantes, almacenaje, transporte, entre otros, seguido de Manufactura (12.8%), Minería (11.1%), Comercio (10.3%), mientras que los demás en conjunto representa el 15.2% restante.

PRINCIPALES INDICADORES MACROECONÓMICOS PERÚ

										ANUAL						PROYECCIÓN***
	INDICADORES		2017		2018		2019		2020		2021		2022-2T		2022-1S			2022		2023
	PBI (var. % real)		2.5%		4.0%		2.2%		-11.0%		13.5%		3.4%		3.5%			3.1%		3.2%
	PBI Minería e		3.4%		-1.5%		0.0%		-13.4%		7.5%		-1.3%		-0.1%			8.4% / 4.0%		8.4% / 4.7%
	Hidrocarburos (var. %)
	PBI Manufactura (var. %)		0.6%		5.7%		-1.7%		-12.5%		18.6%		3.5%		2.7%			2.4%		4.6% - 3.3%****
	PBI Electr & Agua (var. %)		1.1%		4.4%		3.9%		-6.1%		8.5%		2.6%		2.7%			2.3%		5.0%
	PBI Pesca (var. % real)		4.7%		39.8%		-		4.2%		2.8%		-12.8%		-21.5%			3.1%		4.4%
				17.2%
	PBI Construcción (var. %		2.2%		5.4%		1.4%		-13.3%		34.5%		3.7%		1.7%			0.5%		2.5%
	real)
	Inflación (var. % IPC)*		1.4%		2.0%		1.9%		2.0%		6.4%		-		8.8%			2.1%		2.5%
	Tipo de cambio cierre (S/		3.25		3.36		3.36		3.60		3.97		3.75		3.75			3.80 - 3.85		3.80 - 3.90
	por US$)**

Fuente: INEI-BCRP /Elaboración: PCR

*Variación porcentual últimos 12 meses

**BCRP, tipo de cambio promedio de los últimos 12 meses.

***BCRP, Reporte de Inflación a junio 2022. Las proyecciones de minería e hidrocarburos están divididas, respectivamente.

****Primaria y no primaria, respectivamente.

El BCRP proyecta que para los años 2022 y 2023 se espera un crecimiento de 3.1% y 3.2%, respectivamente. Esta revisión (ritmo de crecimiento ajustado a la baja) responde a la menor producción de los sectores primarios, especialmente de minería (por la paralización de las operaciones de Las Bambas y Southern) y agricultura (por el impacto del alza del precio de los fertilizantes sobre la producción). Por el lado del gasto, se espera que lo anterior se traduzca en un menor crecimiento del volumen de exportaciones. Asimismo, se revisa a la baja expansión de la inversión pública, dada la menor ejecución observada en lo que va del año. Estas proyecciones asumen un entorno

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en el que se fomente un adecuado ambiente de negocios y se preserve la estabilidad macroeconómica y financiera, para estimular la ejecución de proyectos privados de inversión y la creación de nuevos puestos de trabajo. Asimismo, se contempla un escenario de continuidad en el crecimiento de la inversión pública, considerando una eficiente capacitación de las nuevas autoridades subnacionales y una fuerte participación de los proyectos de infraestructura a cargo del Gobierno Nacional.

Asimismo, el BCRP estima que la inflación interanual retorne al rango meta a inicios del segundo trimestre de 2023 y converja hacia su valor central hacia fines del horizonte de proyección. Esta proyección asume la reversión del efecto de factores transitorios sobre la tasa de inflación (tipo de cambio, precios internacionales de combustibles y granos) en un contexto en que la brecha del producto se irá cerrando gradualmente, y donde continúa el retiro gradual del estímulo monetario y las expectativas de inflación retornan al centro del rango meta en los siguientes meses

A partir de agosto 2021, el BCRP ha elevado gradualmente su tasa de referencia hasta ubicarla en 6.5% (agosto 2022), con el objetivo de controlar el aumento significativo de los precios internacionales de energía y alimentos, en adición al incremento de las expectativas de inflación. El BCRP atento a la nueva información referida a la inflación y sus expectativas y a la evolución de la actividad económica para considerar, de ser necesario, modificaciones adicionales en la posición de la política monetaria que garanticen el retorno de la inflación al rango meta en el horizonte de proyección. Los mercados financieros han continuado mostrando volatilidad en un contexto de incertidumbre y las acciones del BCRP se orientaron a atenuar dichas volatilidades.

Finalmente, el BCRP menciona que, se mantiene el sesgo al alza en la proyección de inflación. Los riesgos en la proyección consideran principalmente las siguientes contingencias: (i) incremento en los precios internacionales de los alimentos y combustibles debido a los problemas de producción y abastecimiento; (ii) persistencia de la inflación a nivel mundial y su posible impacto sobre las expectativas de inflación y sobre el crecimiento económico mundial; (iii) un menor nivel de actividad local de no recuperarse la confianza empresarial y del consumidor y (iv) presiones al alza del tipo de cambio y mayor volatilidad en los mercados financieros por episodios de salidas de capitales en economías emergentes o aumento de la incertidumbre política.

Análisis Cualitativo

Estructura del Sector Electricidad

De acuerdo al Osinergmin2, las actividades que se desarrollan en el sector eléctrico peruano comprenden: i) Generación, que consiste en la producción de energía, ii) Transmisión, que consiste en el transporte de energía de alta tensión, iii) Distribución, relacionado al transporte de energía de media y baja tensión, iv) Comercialización, la cual está relacionada a las transacciones monetarias y iv) Operación, encargada de coordinar las transacciones físicas de energía entre la oferta y demanda.

Los intercambios físicos de energía en el Perú son administrados por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), el cual inyecta primero al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) la energía producida por las generadoras más eficientes, con el objetivo de construir una curva de oferta de energía eléctrica más eficiente. Las empresas de transmisión se encargan del transporte de la energía hacia las subestaciones reductoras de voltaje para luego ser transportada por las distribuidoras o despachada a los clientes libres3. Si la energía es derivada a las distribuidoras, se transportan principalmente a los clientes regulados4, aunque las distribuidoras también pueden abastecer a los clientes libres.

Por otro lado, los intercambios monetarios se definen en base a clientes mayoristas y minoristas. La primera, se refiere a la comercialización que existe entre generadores, distribuidores y clientes libres; mientras que la segunda, a la comercialización con los usuarios regulados. Dependiendo del tipo de mercado, los mecanismos de asignación de precios pueden basarse en contratos bilaterales, licitaciones y tarifas reguladas.

Esquemas tarifarios

Con el objetivo de establecer una tarifa de energía bajo un esquema de competencia y asimismo incentivar el ingreso de generación de energía de manera eficiente, en 2006 se estableció el sistema de subastas de electricidad a largo plazo. Mediante ella, se establece la obligación de las empresas distribuidoras para contar con la capacidad necesaria para atender la demanda esperada de sus consumidores con tres años de antelación, y contar con contratos de suministro de energía con las empresas generadoras con una duración superior a cinco años para atender el 75% de la demanda.

Los precios establecidos en estos contratos de mediano y largo plazo (licitaciones de las empresas de distribución) son denominados precios firmes, ya que no pueden ser modificados por acuerdo de las partes, salvo exista una autorización del Osinergmin.

Clientes libres

Los usuarios con demandas anuales superiores a 2,500 kW son denominados clientes libres, y por lo tanto pueden negociar las condiciones de suministro eléctrico con las empresas de generación o distribución. Según el tipo de contrato los precios pueden ser de dos tipos: precios libres, si los contratos son bilaterales, o precios firmes, si los compromisos se han llevado a cabo a través de una subasta.

1. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.
2. Clientes con una demanda máxima anual superior a 2,500 kw. Suelen ser importantes complejos mineros, comerciales e industriales.
3. Clientes con una demanda máxima anual inferior a 200 kw. Suelen ser los hogares.

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Clientes regulados

Los usuarios con una demanda anual máxima de 200 kW, y los medianos consumidores que decidieron ser regulados cuando sus consumos anuales se encuentran entre los 200 y 2,500 kW, son denominados clientes regulados. Las tarifas máximas que pagan los usuarios regulados quedan determinadas por: i) los precios de nivel de generación, ii) los peajes unitarios a los sistemas de transmisión, y iii) el Valor Agregado de Distribución.

• Precios a nivel de generación (PNG):
  Los PNG están conformados por tres componentes: a) las tarifas en barra, b) los precios firmes de las licitaciones de largo plazo y c) contratos bilaterales. Los precios en barra son regulados por Osinergmin y calculados en base a los precios básicos de energía, precios básicos de potencia y los peajes de transmisión. Los precios firmes de los contratos de mediano y largo plazo que resultan de las subastas realizadas por las empresas distribuidoras, los cuales no podrán exceder en más de 10% a los precios en barra.
• Peajes de transmisión:
  Es el cargo cobrado por el uso de las redes de transmisión entre los generadores y los usuarios finales. Para ello se reconocen los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento (COyM), para los cuales se cuenta con tres mecanismos de compensación: la tarifa regulada por Osinergmin, los contratos BOOT5 y RAG6; y el mecanismo de licitaciones. Estos mecanismos de compensación remuneran básicamente a dos sistemas de transmisión; el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y el Sistema Garantizado de Transmisión (SGT).
• Precios a nivel distribución:
  Las tarifas de la actividad de distribución reciben el nombre de Valor Agregado de Distribución (VAD) y es el resultado de agregar los costos asociados al usuario7, las pérdidas estándar de energía o potencia8, y los costos estándares de inversión, operación y mantenimiento9, los cuales se calculan por separado dependiendo de las inversiones en líneas de media tensión y baja tensión, de los que resultan los VAD en Media Tensión (VADMT) y los VAD en Baja Tensión (VADBT).

Normativa Vigente

El marco regulatorio del sector eléctrico empezó con el Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas en 1992, para fomentar la eficiencia económica, estableciendo los criterios de operación y responsabilidades de las empresas de generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad y dando por terminado el monopolio que hasta ese entonces mantenía el Estado para las tres actividades del sector. En línea con esta ley, en el año 1997 se añadió al marco regulatorio la Ley N° 26876, Ley Antimonopolio y Antioligopolio del Sector Eléctrico. Asimismo, con el objetivo de incentivar la inversión privada se promulgó en julio 2006 la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (2006), en el cual se establecen las bases para las licitaciones, las operaciones en el mercado de corto plazo, las responsabilidades del COES, y la segmentación por tipos de clientes libres y regulados.

Generación

Perú cuenta con centrales de generación eléctrica tanto de fuentes renovables (hidro, eólica, solar, bagazo y biogás) como no renovables (carbón, petróleo y gas natural). Históricamente la generación era aportada principalmente por las centrales hidroeléctricas; sin embargo, en pro de la diversificación de las fuentes de generación, se lograron instalar nuevas plantas termoeléctricas, en el marco de una nueva matriz energética.

Posteriormente, el Gobierno decidió promover el uso de energías renovables no convencionales a través de las subastas RER (Recursos Energéticos Renovables), lo que ha promovido el ingreso al mercado de nuevas plantas eólicas y solares, cabe destacar que, debido a su mayor coste, estas energías reciben un subsidio para poder operar. Hasta la fecha se han realizado cuatro subastas RER, la última realizada en 2016, y se espera que una quinta subasta sea convocada por el Ministerio de Energía y Minas; sin embargo, aún no hay fecha para ello. Cabe recordar que, para promover este tipo de tecnología, en las subastas se garantizaba un precio por generación para los próximos 20 años. En la medida que el costo de generación de estas tecnologías se fue reduciendo, el precio garantizado registró la misma tendencia. Así, en 2010 los precios de la energía solar eran de 120 US$/MWh, y la eólica de 80 US$/MWh, mientras que para la cuarta subasta (con precios de 2015), el precio de la energía eólica era de 37 US$/MWh y la solar de 48 US$/MWh. Con ello, las tecnologías renovables se han vuelto muy competitivas, por lo que ya no se acogen al DL 1002 del 2008 que introdujo las subastas RER. Recientemente, Enel culminó su central eólica Punta Lomitas (260 MW), la cual tendría un costo producción de US$ 40 MWh, por lo que podrían competir directamente en el mercado.

A marzo de 2022, la potencia efectiva ofertada registró un crecimiento marginal en relación con marzo 2021, alcanzando los 13,447 MW (mar-21: 13,242 MW), debido al crecimiento en centrales térmicas (+92.2 MW), centrales hidroeléctricas (78.8 MW) y centrales eólicas (36.7 MW), mientras que en las centrales solares la oferta de potencia efectiva registró una contracción poco significativa. Con ello el margen de reserva10 en marzo 2022 se ubicó en 90.3%, superando la margen de reserva ideal de entre 30% y 40%. Cabe destacar que, en abril de 2021, el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) indicó que la sobreoferta del mercado eléctrico llega al 80%, y que, del total de la oferta, sólo el 40% corresponde a centrales eléctricas de relativo bajo costo marginal11.

1. Build, Own, Operate and Transfer.
2. Remuneración Anual Garantizada.
3. Incluye los pagos por lectura de medidor y factura.
4. Solo son reconocidas las pérdidas técnicas y no las pérdidas de otro tipo como los robos de energía.
5. Incluye las inversiones eficientes, y los costos de operación, mantenimiento, gestión comercial y administración también eficientes.
6. El margen de reserva se encuentra dividiendo la reserva de potencia entre la máxima demanda del sistema. Cabe destacar que, en abril de 2021, publicó la Resolución Ministerial N° 130-2021-MINEM/DM, en la que establece el margen de reserva mínimo para el periodo mayo 2021 a abril 2022 es de 37.4%. Posteriormente, para el periodo mayo 2022 a abril 2023, el margen será 35.0%.
7. Diario Gestión (27 de abril de 2021).

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