“Elaboración de la Nueva Matriz Energética Sostenible y Evaluación

Unidad de Coordinación de Préstamos Sectoriales – UCPS
Ministerio de Economía y Finanzas - MEF
Banco Interamericano de Desarrollo
Apoyo a la Estrategia Energética del Perú
Cooperación Técnica No Reembolsable N° ATN/OC-11010 -PE
Plan Estratégico de Energía Sostenible y Bioenergía para Perú (PEESB)
Cooperación Técnica No Reembolsable N° ATN/OC-10984 -PE
Componentes: 1 y 2
Subejecutor: Ministerio de Energía y Minas
“Elaboración de la Nueva Matriz Energética Sostenible y Evaluación
Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación”
Firma Consultora: Consorcio R.GARCÍA Consultores S.A., ARCAN Ingeniería y
Construcciones S.A. y Centro de Conservación de Energía y del Ambiente CENERGIA
Contrato No. F-001-0-11010/10984
Producto:
COMPONENTE 1 : NUEVA MATRIZ ENERGÉTICA
SOSTENIBLE
COMPONENTE 2: EVALUACIÓN AMBIENTAL
ESTRATÉGICA DE LA NUMES
Lima, 31 de Enero de 2012
Con cooperación técnica del BID y en convenio con el
MEF, se ha elaborado el estudio denominado “Nueva
Matriz Energética Sostenible y Evaluación Ambiental
Estratégica, como Instrumentos de Planificación”, por el
consorcio “R.GARCÍA Consultores S.A., ARCAN Ingeniería
y Construcciones S.A. y Centro de Conservación de
Energía y del Ambiente - Cenergía”.
Se trata de un estudio de base del sector energético, donde
el consorcio desarrolla el análisis de la estrategia del sector
energético peruano en los próximos 30 años, analizando
diversos escenarios a futuro.
Los resultados de este estudio deberán servir para generar
opinión, evaluaciones, análisis y están abiertos para recibir
opiniones por parte de expertos, actores del sector e
instituciones diversas que permitirá el perfeccionamiento de
la visión País, desde el punto de vista energético.
El contenido de este documento no expresa
necesariamente la opinión del Ministerio de Energía y
Minas.
INDICE GENERAL
Resumen Ejecutivo del Informe IV – Informe Final
(Componente 1)
3
Informe IV – Informe Final (Componente 1) Nueva Matriz Energética Sostenible
Resumen Ejecutivo del Informe VII – Informe Final
(Componente 2)
77
Informe VII – Informe Final (Componente 2) Evaluación Ambiental Estratégica de La NUMES
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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Unidad de Coordinación de Préstamos Sectoriales – UCPS
Ministerio de Economía y Finanzas - MEF
Banco Interamericano de Desarrollo
Apoyo a la Estrategia Energética del Perú
Cooperación Técnica No Reembolsable N° ATN/OC-11010 -PE
Plan Estratégico de Energía Sostenible y Bioenergía para Perú (PEESB)
Cooperación Técnica No Reembolsable N° ATN/OC-10984 -PE
Componentes: 1 y 2
Subejecutor: Ministerio de Energía y Minas
“Elaboración de la Nueva Matriz Energética Sostenible y Evaluación Ambiental
Estratégica, como Instrumentos de Planificación”
Firma Consultora: Consorcio R.GARCÍA Consultores S.A., ARCAN Ingeniería y
Construcciones S.A. y Centro de Conservación de Energía y del Ambiente CENERGIA
Contrato N° F-001-0-11010/10984
Producto:
Resumen Ejecutivo del Informe IV – Informe Final
(Componente 1)
Lima, 31 de Enero de 2012
Índice
RESUMEN EJECUTIVO DEL INFORME IV - INFORME FINAL
(COMPONENTE 1) ..................................................................................................... 8
1.
Introducción ................................................................................................. 8
2.
Diagnóstico .................................................................................................. 9
3.
Etapas del Estudio y Metodología para la Selección de la NUMES .......... 14
4.
Resultados de la Aplicación del Modelo E-A ............................................. 19
4.1. Principales Resultados del Balance Nacional de Energía de la NUMES .. 22
5.
Resultados y Recomendaciones de la EAE .............................................. 28
5.1. Consideraciones Finales ........................................................................... 30
5.2. Hacia la Implementación de la NUMES..................................................... 31
6.
Planes ....................................................................................................... 33
6.1. Plan de Electricidad ................................................................................... 33
Aspectos Relevantes............................................................................. 33
Resultados Esperados .......................................................................... 36
6.2. Plan de Hidrocarburos Líquidos ................................................................ 43
Aspectos Relevantes............................................................................. 43
Acciones y Programas .......................................................................... 46
Resultados Esperados .......................................................................... 47
Conclusiones ......................................................................................... 50
6.3. Plan de Gas Natural .................................................................................. 51
Aspectos Relevantes............................................................................. 51
Acciones y Programas .......................................................................... 54
Resultados Esperados .......................................................................... 55
6.4. Plan de Eficiencia Energética .................................................................... 60
Aspectos Relevantes............................................................................. 60
Acciones y Programas .......................................................................... 60
Resultados Esperados del Plan de Eficiencia Energética ..................... 63
6.5. Plan de Energías Renovables ................................................................... 66
Aspectos Relevantes............................................................................. 66
Acciones y Programas .......................................................................... 67
Resultados Esperados del Plan ............................................................ 69
Conclusiones ......................................................................................... 71
7.
Readecuación del Marco Legal Regulatorio .............................................. 72
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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Listado de Cuadros:
Cuadro R.E.1: Principales Indicadores Socio Económicos (1980-2010) .................... 9
Cuadro R.E.2: Evolución del Consumo Nacional de Energía por Sectores: 19702009 ................................................................................................ 12
Cuadro R.E.3: Desafíos Energéticos del Perú ......................................................... 13
Cuadro R.E.4: Resultados Plan NUMES. Cantidad de Futuros en los que cada Plan
es el Mejor según Atributo .............................................................. 22
Cuadro R.E.5: Balance Nacional de Energía – Energía Primaria ............................ 25
Cuadro R.E.6: Balance Nacional de Energía – Energía Secundaria ........................ 26
Cuadro R.E.7: Balance Nacional de Energía – Consumo Final ............................... 26
Cuadro R.E.8: Inversiones Requeridas y Nueva Capacidad de Generación ........... 37
Cuadro R.E.9: Proyectos de Transmisión en MAT – Plan NUMES .......................... 39
Cuadro R.E.10: Factores Clave y Acciones ............................................................. 47
Cuadro R.E.11: Demanda Doméstica de Gas Natural (2003-2010) – MMPCD ....... 52
Cuadro R.E.12: Factores Clave y Acciones ............................................................. 54
Cuadro R.E.13: Proyección Demanda GN por Sector Consumidor ......................... 56
Cuadro R.E.14: Programa Exploratorio de Gas en Camisea ................................... 57
Cuadro R.E.15: Plan Nacional de Transporte –Resumen de Requerimientos Físicos
y Monetarios ................................................................................... 58
Cuadro R.E.16: CAPEX+OPEX del Plan Gas .......................................................... 59
Cuadro R.E.17: Resumen de la Reducción Esperada de la Demanda Total de
Energía con Programas de Eficiencia Energética (2012-2040) ...... 64
Cuadro R.E.18: Resumen de Reducción Esperada de la Demanda Eléctrica por
Sectores (MW) ................................................................................ 65
Cuadro R.E.19: Reducción Esperada de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero
(GEI) ............................................................................................... 65
Cuadro R.E.20: Resumen de la Primera y Segunda Subasta RER ......................... 66
Cuadro R.E.21: Planes e Instrumentos/Acciones RER ............................................ 67
Cuadro R.E.22: Potencia Instalable con RER en el SEIN al 2040 (MW).................. 69
Cuadro R.E.23: Inversiones Requeridas en Centrales - Total SEIN y RER al 20112040 ................................................................................................ 70
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Listado de Gráficos:
Gráfico R.E.1: Relación Consumo de Energía Per Cápita vs. PBI Per Cápita ......... 10
Gráfico R.E.2: Oferta Interna Bruta de Energía. Incluye Energía Comercial y No
Comercial ........................................................................................ 11
Gráfico R.E.3: Evaluación Ambiental Estratégica .................................................... 18
Gráfico R.E.4: Balance Nacional de Energía – NUMES OBJETIVO ........................ 23
Gráfico R.E.5: Resultados de la Proyección de la Demanda a Nivel de Uso Final por
Sectores .......................................................................................... 24
Gráfico R.E.6: Resultados de la Proyección de la Demanda a Nivel de Uso Final por
Productos ........................................................................................ 24
Gráfico R.E.7: Producción y Oferta Interna Bruta de Energía Primaria – NUMES
OBJETIVO (TJ) ............................................................................... 27
Gráfico R.E.8: Producción y Oferta Interna Bruta de Energía Secundaria – NUMES
OBJETIVO (TJ) ............................................................................... 28
Gráfico R.E.9: Evolución de la Producción de Energía en el SEIN 2000-2010
(GWh) ............................................................................................. 33
Gráfico R.E.10: Conformación de la Capacidad de Generación en el SEIN Año 2010
(MW) ............................................................................................... 34
Gráfico R.E.11: Comportamiento de los Costos Marginales en el SEIN .................. 34
Gráfico R.E.12: Desagregado del Monto de Pagos por Concepto de Peaje de
Transmisión (US$/kW-año) ............................................................. 35
Gráfico R.E.13: Ventas de Energía de Distribuidoras – Año 2010 (GWh)................ 36
Gráfico R.E.14: Proyectos de Generación por Tecnologías (MW) ........................... 38
Gráfico R.E.15: Balances por Áreas y por Tecnologías (MW) ................................. 38
Gráfico R.E.16: Evolución de la Demanda de Combustibles Líquidos (MBPD) ....... 44
Gráfico R.E.17: Producción Fiscalizada de Petróleo Crudo ..................................... 45
Gráfico R.E.18: Reservas Probadas – Futuro Optimista .......................................... 48
Gráfico R.E.19: Producción Total de Crudo (MBPD)................................................ 48
Gráfico R.E.20: Evolución de la Demanda de Combustibles Líquidos (MBPD) ....... 49
Gráfico R.E.21: Producción Total de Derivados (MBPD) ......................................... 49
Gráfico R.E.22: Balanza Comercial Caso Optimista (Millones de US$) ................... 50
Gráfico R.E.23: Proyectos de Ampliación y Nuevos Sistemas de Transporte de Gas
Natural ............................................................................................ 53
Gráfico R.E.24: Balance de Gas 2010-2040 (MBPD)............................................... 56
Gráfico R.E.25: Evolución de la Oferta Incremental en Función a Plan Exploratorio
(MMPCD) ........................................................................................ 58
Gráfico R.E.26: Potencia Instalable RER en Futuros Evaluados (MW) ................... 70
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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Listado de Diagramas:
Diagrama R.E.1: Formulación de los Escenarios ..................................................... 15
Diagrama R.E.2: La Evaluación de los Escenarios: Medición de los Atributos (*) ... 16
Diagrama R.E.3: Datos de Entrada, Modelo E-A y Datos de Salida (Cálculo de
Atributos) ...................................................................................... 17
Diagrama R.E.4: Proceso de Determinación de la NUMES OBJETIVO .................. 18
Diagrama R.E.5: Interacciones de la EAE con Balance y Modelo Energético ......... 19
Diagrama R.E.6: Diagrama Simplificado – Proyección por Barras ........................... 40
Diagrama R.E.7: Diagrama Simplificado de la Expansión de Transmisión – Plan
NUMES ......................................................................................... 41
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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RESUMEN EJECUTIVO DEL INFORME IV - INFORME FINAL
(COMPONENTE 1)
1.
Introducción
En este informe final se presenta los resultados de un estudio estratégico de energía
para el Perú, con un horizonte de 30 años. Su finalidad es apoyar la formulación de
políticas sectoriales así como la adecuación del marco regulatorio y servir como
referencia a todos los interesados del sector energético. El estudio fue solicitado por
el Ministerio de Energía y Minas con el apoyo del Banco Interamericano de
Desarrollo y del Ministerio de Economía y Finanzas. Dos resultados importantes de
este trabajo son la Nueva Matriz Energética Sostenible para el Perú (NUMES) y su
Evaluación Ambiental Estratégica (EAE).
Los resultados que se presentan en este estudio consideran la información
disponible al año 2010, los mismos deben entenderse como indicativos y
susceptibles de ser ajustados en el futuro conforme se desarrolle la actividad
económica y la tecnología para la producción y utilización de los energéticos. En
este sentido, la metodología presentada constituye una herramienta que se pone a
disposición del Ministerio de Energía y Minas para mantener actualizada
periódicamente la matriz energética.
El Informe Final comprende los dos Componentes de este servicio de consultoría. El
Componente 1, incluye todos los trabajos técnico-económicos y normativos
necesarios para realizar la propuesta de Nueva Matriz Energética Sostenible
(NUMES), y los Planes Subsectoriales que la acompañan. El Componente 2 incluye
todos los trabajos necesarios para llevar a cabo la Evaluación Ambiental Estratégica
de la NUMES y el monitoreo de la NUMES. El contenido del Informe Final cumple
con los Términos de Referencia del Contrato Nro. F-001-0-11010/10984.
Durante el desarrollo del Estudio se efectuaron las siguientes tareas: i) recolección
de información, opiniones y reuniones con instituciones, profesionales y
representaciones empresariales entre otras; ii) elaboración de un diagnóstico del
sector energético; iii) elaboración de escenarios socioeconómicos y energéticos; iv)
la evaluación de éstos a través de un Modelo Energético- Ambiental a efectos de la
elección de la NUMES, v) propuesta de NUMES y de los Planes Subsectoriales que
la acompañan; vi) discusión en Talleres de los resultados del Estudio.
Los resultados de las tareas realizadas fueron discutidos a lo largo de todo el trabajo
en diversos ámbitos y con nuestra contraparte del Ministerio de Energía y Minas.
Finalmente, la propuesta de NUMES, Planes y EAE se expusieron y discutieron en
reuniones con nuestra contraparte y Talleres con representantes de diversas
instituciones públicas y privadas los días 17 a 20 de Enero de 2012.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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A continuación se resumen las principales partes de este Informe Final:
-
2.
Diagnóstico.
Metodología y Modelos para la selección de la NUMES.
Resultados de la Aplicación del Modelo E-A, elaborado por el
Consultor.
Resultados y Recomendaciones de la EAE.
Planes: sus lineamientos principales.
Diagnóstico
La actividad económica del Perú ha ingresado recientemente en un ciclo
ascendente, que ha permitido incrementar notoriamente los niveles de ingresos per
cápita (que se cuadruplicaron en relación a los años ochenta), en un contexto de
estabilidad macroeconómica. Este impulso ha estado asociado a una expansión del
comercio exterior peruano, que permitió mejorar el saldo comercial, y a su vez
dinamizó las inversiones en los diversos sectores productivos de la economía. Esta
dinámica de crecimiento permitió, a nivel agregado, observar un importante
desarrollo social tal como se encuentra plasmado en el aumento en el Índice de
Desarrollo Humano (IDH) y la caída en la pobreza.
No obstante las mejoras socioeconómicas observadas a nivel agregado, es
importante enfatizar que persisten grandes disparidades regionales. Ejemplo de ello
se observa en la mejora disímil que existió en el IDH a lo largo de los diversos
departamentos, o la mejora promedio en la distribución del ingreso1, pero con
retrasos entre regiones. En este sentido, las metas importantes de acceso al
servicio en la NUMES contribuirán a atenuar estas disparidades.
Cuadro R.E.1: Principales Indicadores Socio Económicos (1980-2010)
1980-89
PBI Real
Precios al Consumidor
Términos de Intercambio
Cuenta Corriente
Inversión
PBI per capita
Desempleo
Índ. Desarrollo Humano
Población
var. % promedio año
var. % promedio año
Base 1980-89=100
% del PBI
% del PBI
US$ / habitante
promedio período
promedio período
var. % promedio año
0%
194%
100
-5%
24%
1,387
7%
0.687
2.3%
1990-99
3%
112%
69
-6%
21%
1,946
8%
0.737
1.5%
2000-2005
4%
2%
66
-1%
20%
2,375
9%
0.759
1.5%
2006-2010
7%
3%
88
0%
23%
4,209
8%
0.805
1.7%
Fuente: FMI, Banco Mundial, MEF, BCRP, INEI.
1
Observado en el coeficiente de Gini.
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La demanda de energía del Perú ha mantenido una tendencia de crecimiento vis a
vis el nivel de actividad de la economía (30% entre 2000 y 2009) y los ingresos de la
población. Sin embargo, en la comparación del consumo energético por habitante es
inferior al promedio de países de la región, pero con una tendencia de crecimiento
como se ilustra en el gráfico siguiente. Un dato importante muestra que mientras el
consumo de energía por habitante creció, entre 1990 y 2009, en 21%, el PBI per
cápita (medido en dólares de 1995) lo hizo en 75%.
Gráfico R.E.1: Relación Consumo de Energía Per Cápita vs. PBI Per Cápita
Consumo por habitante (TJ / Población)
60.0
50.0
40.0
30.0
2009
20.0
1990
10.0
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
PBI per cápita (miles US$ de 1995)
Perú
Sudamérica + México
Fuente: Balance Nacional Energético.
La estructura del consumo energético se ha volcado históricamente hacia el
consumo de hidrocarburos, en particular, petróleo y sus derivados. Muestra de ello
es la evolución de su Oferta Interna Bruta de energía primaria2, que en el pasado se
encontraba concentrada principalmente en el petróleo crudo y en la leña (casi 80%
en los años setenta, ochenta y noventa), y que más recientemente ha dado una
mayor participación al gas natural y a la energía hidroeléctrica. En la actualidad el
petróleo representa el 39%, el gas natural y los líquidos del gas un 33%, la
hidroenergía un 11% y el 17% restante es biomasa, carbón y solar.
2
Considera de forma agregada a la producción total, la variación de inventarios y las importaciones;
descontando la energía no aprovechada y las exportaciones.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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Gráfico R.E.2: Oferta Interna Bruta de Energía. Incluye Energía Comercial y No
Comercial
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1970-79
1980-89
1990-99
2000-04
Ca rb ó n Min e ra l
Le ña
Bo s ta y Ya re ta
P e tróle o Cru d o
Ga s Na tu ra l
Hidro Ene rg ía
2009
Ba g a zo
Fuente: Balance Nacional Energético.
Por su parte, en el período 1970-2009 el consumo nacional de energía total ha
crecido a una tasa media del 1.5% anual por debajo de la tasa de crecimiento de la
población. El 61% del incremento en el consumo energético entre 1970 y 2009 fue
aportado por el sector Transporte, mientras que un 38% lo aportaron los sectores
Minería e Industria. Por su parte, el consumo del sector residencial y comercial
creció en dicho período a una tasa de 0.5% anual, exhibiendo un importante cambio
en el patrón de energéticos consumidos.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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Cuadro R.E.2: Evolución del Consumo Nacional de Energía por Sectores:
1970-2009
Residencial y Comercial
Sector Público
Transporte
Agroindustria
Pesca
Minería
Industria
Total
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
TCP anual
1970
1980
1990
2000
134,055 166,958 152,483 149,052
41%
43%
42%
33%
2.2%
-0.9%
-0.2%
6,945
8,745
12,050
11,386
2%
2%
3%
3%
2.3%
3.3%
-0.6%
70,249
94,583 104,558 141,688
22%
24%
29%
31%
3.0%
1.0%
3.1%
23,974
10,828
9,623
10,731
7%
3%
3%
2%
-7.6%
-1.2%
1.1%
28,033
8,109
9,121
16,361
9%
2%
3%
4%
-11.7%
1.2%
6.0%
12,426
31,405
27,531
48,205
4%
8%
8%
11%
9.7%
-1.3%
5.8%
49,204
69,626
48,359
75,198
15%
18%
13%
17%
3.5%
-3.6%
4.5%
324,887 390,254 363,725 452,621
1.9%
-0.7%
2.2%
2009
164,819
28%
1.1%
10,836
2%
-0.5%
228,789
39%
5.5%
8,386
1%
-2.7%
10,978
2%
-4.3%
51,891
9%
0.8%
110,398
19%
4.4%
586,097
2.9%
Fuente: Balance Nacional Energético.
El Capítulo 1.2 y el Anexo A.1 del presente Informe Final desarrollan
extensivamente el diagnóstico de la situación energética del Perú y el respectivo
FODA. Estos análisis dan cuenta de los desafíos energéticos que enfrenta el país,
que se sintetizan en el siguiente cuadro, destacando aquellos que son de carácter
general, y los correspondientes a cada uno de los subsectores.
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Cuadro R.E.3: Desafíos Energéticos del Perú
Sector
Desafíos
•
•
•
General
•
•
•
Electricidad
•
•
•
Hidrocarburos
Líquidos
Gas Natural
•
•
•
•
•
•
•
Energías Renovables
•
•
•
•
Eficiencia Energética
•
•
•
Reformular el Rol del Estado.
Planificación Integral del Sector Energético.
Sostenimiento de la actividad de Exploración y
Producción.
Perfeccionamiento del Marco Regulatorio.
Política Tarifaria que no desincentive el uso racional y
eficiente de la energía.
Diversificación de la estructura de generación y
contribución de diferentes fuentes de energía primaria.
Desarrollo integrado de fuentes energéticas y de la
infraestructura de transmisión.
Mayor cobertura total del suministro de energía eléctrica
a particularmente a la población rural.
Desarrollar y adecuar la infraestructura de transporte y de
logística.
Ajustar la política de libertad de precios de los derivados.
Adecuar la calidad de los productos derivados.
Desarrollo de nuevos mercados alejados de los centros
de producción y requerimientos de infraestructura de
magnitud de transporte de gas.
Acceso económico a la energía con mayor cobertura de
gas en el sector de menores consumos y en el
transporte.
Desarrollo sustentable de la industria petroquímica.
Ampliación de los sistemas de transmisión y distribución.
Profundizar en el conocimiento del potencial de recursos
de RER más promisorios y facilitar el acceso a la
información para los interesados.
Considerar las ventajas socioambientales y valoración de
las externalidades producidas por las tecnologías
convencionales.
Asignación de recursos humanos capacitados y
económico-financieros para cubrir las exigencias de
desarrollo del Plan de EE.
Articulación con los actores del sector de la oferta de
energía, sean éstos públicos o privados.
Desarrollo de actividades de capacitación, formación y
“training” en los diferentes sectores de consumo.
Desarrollo de programas / campañas de información.
Promoción de nuevas tecnologías en el desarrollo de los
sistemas eléctricos (redes inteligentes, generación
distribuida)
Articulación de la EE con la mitigación del cambio
climático.
Fuente: Elaboración propia.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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3.
Etapas del Estudio y Metodología para la Selección de la
NUMES
A continuación se describe de manera sucinta las principales etapas del Estudio: Se
llevó a cabo un diagnóstico del sector energético y análisis FODA de las diversas
fuentes energéticas; se elaboraron modelos compuestos por submodelos y módulos
que constituyen el Modelo Energético-Ambiental (Modelo E-A); se construyeron
diversos escenarios energéticos que son evaluados con este Modelo. Los
escenarios energéticos se definieron para el período 2011- 2040, tomando como
punto de partida la información más reciente y proyectada de los Balances
Nacionales de Energía hasta el 2009. Cada escenario está compuesto por un plan y
una determinada combinación de valores que representan las principales
incertidumbres que enfrenta el planificador– variables cuyas variaciones están fuera
del dominio de éste, tales como el precio internacional del petróleo, la tasa de
crecimiento de la economía y la disponibilidad de recursos. En total se construyeron
7 futuros que representan combinaciones de valores de estas tres incertidumbres
principales.
Cada plan está compuesto por un conjunto de opciones tales como estructura de
fuentes primarias, infraestructura de transporte de ductos y ubicación de centrales
térmicas, cobertura de la población con energía eléctrica y gas, como parte de las
nueve opciones de configuración de cada plan. A partir de un Plan Base se
generaron los restantes planes como sensibilidades de las opciones que lo
conforman. En total se elaboraron y evaluaron más de un centenar de escenarios.
El Modelo E- A computa una serie de variables-atributos de los planes en cada
escenario (los atributos son las variables que interesan al planificador al evaluar un
plan) tales como: el costo total y medio de la energía, el grado de concentración de
las fuentes, el porcentaje de racionamiento, entre otros3. Una vez obtenidos estos
resultados, el objetivo es seleccionar a través de la aplicación de la metodología de
Minimización del arrepentimiento máximo (MINMAX) y de Trade Off una propuesta
3
Los atributos considerados en este Estudio fueron los siguientes:
-
-
Concentración: Índice de concentración Herfindahl Hirschmann (HHI), utilizado regularmente
para medir el grado de concentración de la oferta en un mercado. En este caso en particular,
cuanto menor sea el índice, mayor será la diversificación en la oferta de energía.
RER: % de la generación de energía eléctrica utilizando biomasa, energía eólica, solar y
geotermia.
Autosuficiencia: porcentaje de energéticos producidos en el país.
Balanza comercial energética (en TJ).
Consumo nacional de gas natural (en TJ).
Costo total y medio (en valor presente).
Emisiones GEI: (CO2, CH4, N2O, NOx, CO, COVDM, SOx y partículas) medidos en miles de
toneladas equivalentes.
Desequilibrio oferta-demanda gas natural: necesidad de importación (en TJ).
Cobertura residencial de gas natural: porcentaje de los hogares con acceso al servicio.
Áreas inundables: según los proyectos hidroeléctricos considerados (ha).
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Pág. 14
de NUMES. La Evaluación Ambiental Estratégica corre en paralelo a la selección de
la propuesta de NUMES.
Los diagramas siguientes ilustran el proceso de construcción de los escenarios, los
principales módulos del Modelo E- A, y el proceso de selección de la NUMES.
Diagrama R.E.1: Formulación de los Escenarios
Marco Referencial
Escenario Base
Incertidumbres/Futuros
•
Crecimiento
Económico
• Precios Energéticos
Globales
• Disponibilidad de
energéticos
FORMULACIÓN DE
ESCENARIOS
ENERGÉTICOS
Futuros (i) = 1,...n
Planes/Opciones
•
Alternativas
de
estructura
de
abastecimiento
•
Eficiencia energética
•
Desarrollo de la
Infraestructura
•
Políticas de
sustitución.
• Otros….
Plan (j) i= 1,...p
Escenario (i,j) =
(Futuro (i), Plan (j) )
* Los Planes que se definen como alternativas al plan del escenario base (plan base).
Fuente: Elaboración propia.
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Diagrama R.E.2: La Evaluación de los Escenarios: Medición de los Atributos
(*)
Entrada
ESCENARIOS
ENERGÉTICOS
Modelo Energético-Ambiental
1-Módulo Eléctrico y RER
•
•
•
Demanda/Oferta
Procesos de transformación
Proceso de Optimización y
Simulación
•
Uso de Recursos Energéticos
2-Módulo Hidrocarburos líquidos
•
Demanda/Oferta
•
Procesos de transformación
•
Proceso de Simulación
•
Uso de Recursos Energéticos
3-Módulo de Gas Natural y Carbón
Atributos
1-CAPEX y OPEX
2-Autosuficiencia
3-Grado
diversificación
de
4-Grado
cobertura
de
5- Otros…
5-Módulo Socioambiental
6-Módulo de Balance Energético
7-Módulo de Balanza Comercial y
Regalías
(*) El Diagrama 1.3.4 presenta el Modelo Energético en más detalle con los flujos intersectoriales, demanda,
oferta, costos, recursos energéticos y balance energético
Fuente: Elaboración propia.
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Diagrama R.E.3: Datos de Entrada, Modelo E-A y Datos de Salida (Cálculo de
Atributos)
Fuente: Elaboración propia
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Diagrama R.E.4: Proceso de Determinación de la NUMES OBJETIVO
Resultados de
los ESCENARIOS
(Valoración de
los Atributos de
cada Plan en
cada futuro).
Método MINMAX
(minimización del
arrepentimiento máximo)
y Análisis de Trade Off
para la selección Planes
1
Robustos
Análisis interdisciplinario
y evaluación ambiental
estratégica de resultados
Validación NUMES
OBJETIVO:
NUMES
OBJETIVO
(Plan
Propuesto)
•
•
•
•
•
MINMAX
Análisis
Trade Off
EAE
Análisis de
desastres
Análisis
sectorial
1
Los modelos MINMAX y Trade Off son modelos que permiten determinar los planes que mejor se
comportan en los diferentes futuros posibles. Se define como plan robusto a aquél que implica bajo
riesgo, formando parte de una canasta de posibles planes elegibles en todos los futuros considerados.
Fuente: Elaboración propia.
Los diagramas siguientes ilustran la metodología de la Evaluación Ambiental
Estratégica. La EAE es una herramienta pensada para brindar un marco adecuado
de sustentabilidad a la toma de decisiones en materia de Políticas, Programas y
Planes. En ese sentido la metodología no es sinónimo de la Evaluación de Impacto
Ambiental de proyectos particulares sino la evaluación de la matriz energética a un
nivel más estratégico como se indica en el gráfico siguiente.
Gráfico R.E.3: Evaluación Ambiental Estratégica
POLITICAS
PLANES
PROGRAMAS
PROYECTOS
NIVEL ESPECIFICO
NIVEL ESTRATEGICO
Fuente: Elaboración propia.
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En el Diagrama siguiente se ilustran los pasos de análisis que se siguieron para la
EAE del Plan NUMES. Se inició con un diagnóstico socioambiental incluyendo el
análisis FODA, se elaboraron indicadores socioambientales, los que luego se
nutrieron con los atributos de los planes, sistemas de información digital, balances
de combustibles, sistemas de información geográfica, y se efectuó un análisis
multicriterio para evaluar el desempeño de los planes. A la EAE de la NUMES
OBJETIVO se la acompaña con el diseño de un monitoreo ambiental.
Diagrama R.E.5: Interacciones de la EAE con Balance y Modelo Energético
Fuente: Elaboración propia.
4.
Resultados de la Aplicación del Modelo E-A
La evaluación técnica, económica y socioambiental que se realiza en el presente
Estudio, permite concluir que la NUMES OBJETIVO propuesta es la que alcanza de
una forma equilibrada y sostenible los Objetivos de Política Energética que fueran
identificados en el DS-064-2010-EM, los que se listan a continuación.
•
•
•
Matriz diversificada, competitiva, con énfasis en el uso de recursos
renovables y eficiencia energética.
Abastecimiento para el desarrollo sustentable.
Acceso universal al suministro de Energía.
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•
•
•
•
•
•
Eficiencia en la oferta y en la demanda de Energía.
Autosuficiencia en la producción de Energía.
Mínimo impacto ambiental.
Desarrollo de la industria del gas.
Fortalecimiento institucional.
Integración con mercados de Energía de la región.
Esos objetivos se atienden con las siguientes opciones de configuración del Plan
NUMES elegido y propuesto a partir de la aplicación del Modelo E – A/MINMAX y
Análisis Trade Off4:
•
Estructura Diversificada de Oferta de Generación Eléctrica: 40%
Hidroenergía, 40% Gas, 20% RER. Un análisis de las ventajas de estas
diferentes fuentes muestra que:
a. Hidroenergía: Menor concentración, GEI y costos.
b. Gas: es mejor en desarrollo de la industria con efectos sobre la
descentralización y desarrollo regional, y también esta fuente es
positiva por las menores áreas inundadas.
c. La implementación de metas RER más exigentes en el largo plazo son
deseables y ventajosas dado que se trata de recursos limpios,
renovables y relativamente más eficientes5.
Con esta opción se alcanzan los Objetivos: 1) Matriz diversificada,
competitiva, con énfasis en el uso de renovables y eficiencia energética, 2)
Abastecimiento para el desarrollo sustentable (seguridad energética), 3)
Mínimo impacto ambiental (GEI y área inundadas).
•
Desarrollo Conjunto de la Petroquímica en Ica y el Sur: se considera
relevante el desarrollo de la industria petroquímica del metano y etano, dado
que permite el aprovechamiento de los recursos de gas natural que posee el
Perú con un mayor valor agregado.
Con esta opción se alcanza el Objetivo 7: Desarrollo de la industria del gas, lo
cual como se dijo tiene efecto sobre el objetivo de descentralización y
desarrollo del país.
•
Crudos Pesados: el plan de desarrollo de estos crudos es costoso en
inversiones pero permite mejorar la balanza comercial, la autosuficiencia e
implican una mejor recaudación del Gobierno en términos de regalías.
4
Los modelos MINMAX y Trade Off son modelos que permiten determinar los planes que mejor se comportan
en los diferentes futuros posibles. Se define como plan robusto a aquél que implica bajo riesgo, formando parte
de una canasta de posibles planes elegibles en todos los futuros considerados.
5
Un Una planta geotérmica puede remplazar la producción de las plantas eólicas con un mayor factor de planta,
lo que en el largo plazo permite el ahorro en inversiones en estas últimas haciendo que los costos de las
energías renovables no sean extremadamente altos.
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Con esta opción se alcanza el Objetivo 5: autosuficiencia en la producción de
energía.
•
Transporte de Gas Descentralizado: la centralización no permite el desarrollo
de la industria del gas. Además la opción de máximo dimensionamiento de la
infraestructura en el Sur está asociada a exportaciones de gran magnitud aun
no respaldada con las reservas actuales, y resulta como tal en una
evaluación negativa de autosuficiencia. Por ello, la opción de transporte mejor
es desarrollar el Gasoducto Sur con un dimensionamiento menor que no
incorpore la demanda de exportación y que solo abastezca el mercado local.
Con esta opción se alcanzan los Objetivos: 3) Acceso universal al suministro
de energía y 7) Desarrollo de la industria del gas, con impacto en la
descentralización de país.
•
Cobertura de Gas Máxima: la captación del 19% de los hogares con gas,
permite mejorar el desempeño en materia social a un costo relativamente
bajo, logrando el objetivo de acceso a la energía de la población, con mejoras
significativas en la calidad de vida.
Con esta opción se alcanza el objetivo 3: Acceso universal al suministro de
energía.
•
Exportaciones: el plan más robusto incluye exportaciones de los contratos
vigentes. El plan de mayores exportaciones de gas genera desequilibrios de
oferta y demanda en futuros de bajos recursos, y en planes de mayor uso de
gas en la generación eléctrica. Por otro lado, las exportaciones de energía
eléctrica mejoran la balanza comercial energética y fomentan la integración
regional y no comprometen el abastecimiento interno.
Con esta opción se alcanzan los objetivos: 2) Abastecimiento para el
desarrollo sustentable (seguridad energética) y 5): Integración con mercados
de energía de la región.
•
Biocombustibles: la meta de biodiesel constante (5%) y el aumento moderado
(de 7.8 a 10%) de las metas de bioetanol es la más ventajosa dado que se
constata que existen mejores opciones para incrementar la diversificación y
disminuir GEI, a través de la meta RER e hidroenergía, por ejemplo.
Con esta opción se alcanza el Objetivo 1: Matriz diversificada, competitiva,
con énfasis en el uso de renovables y eficiencia energética
•
Eficiencia: la eficiencia energética del 15% permite disminuir la demanda y
con esto mejorar la balanza comercial, la autosuficiencia, y reducir las
emisiones. Asimismo, la valorización de los ahorros de energía comparada
con los costos incrementales que los planes de eficiencia generarían permite
concluir que se obtienen beneficios netos positivos.
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Con esta opción se alcanzan los Objetivos: 1) Matriz diversificada,
competitiva, con énfasis en el uso de renovables y eficiencia energética y 4)
Eficiencia en la oferta y en la demanda de Energía.
El Plan NUMES (Plan 19) es un plan robusto y es el que mejor se comporta dentro
del conjunto de todos los planes incluyendo los robustos. El Cuadro siguiente es
ilustrativo al respecto.
Cuadro R.E.4: Resultados Plan NUMES. Cantidad de Futuros en los que cada
Plan es el Mejor según Atributo
Planes
P1
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
P9
P10
P11
P12
P13
P14
P15
P16
P17
P18
P19
Concentarci
ón
0
0
0
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
RER
0
0
0
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
Autosuficie
ncia
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
6
Balanza
comercial
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
2
4
Consumo
GN
0
0
0
0
5
5
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Costos
Emisiones
0
0
0
0
0
0
0
0
6
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
0
0
Nec impo
gas
6
6
6
6
6
6
5
6
6
4
6
6
6
6
6
0
7
0
5
Cobertura
GN
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
0
7
7
7
Costo
medio
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6
0
0
0
0
0
1
0
0
0
Áreas
inundables
0
0
0
0
0
0
7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
5
Fuente: Elaboración propia.
4.1.
Principales Resultados del Balance Nacional de Energía de la NUMES
La participación del gas natural (gas distribuido y líquidos del gas natural)
representará al 2040 el 53% de la oferta interna bruta de energía primaria.
Las importaciones de petróleo crudo representarán cerca del 90% del total de las
importaciones de energía primaria a lo largo del periodo de análisis.
La energía eléctrica y el gas distribuido tienen los mayores crecimientos dentro
la producción de energía secundaria, hacia el final del período de análisis
contribuyen con el 30.4% y 24.6%, respectivamente.
La importaciones de Diesel, turbo jet y GLP se iniciarán a mediados de la
siguiente década (aproximadamente el año 2020) y llegarán a representar hacia
el final del período de análisis el 48.3%, 31.1% y 10.6%, respectivamente.
La exportación de naftas (obtenidas del gas natural) contribuirán con más del
50% del total de las exportaciones de energía secundaria. Las exportaciones de
energía eléctrica serán del 30.7% hacia el final del período de análisis.
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Suma
atributos
6
6
6
18
11
11
14
6
12
10
6
6
6
6
13
3
23
16
28
Los derivados de petróleo tendrán una menor participación en la demanda de
energía secundaria, pasarán del 53.6% al 43.3% de dicha demanda. Por el
contrario, la demanda de gas distribuido y energía eléctrica incrementarán
significativamente su participación hacia el final del periodo de análisis llegando
a representar el 24.4% y 25.5%, respectivamente.
El crecimiento de la demanda de electricidad en el periodo inicial (hasta el 2020)
será cubierto con centrales hidroeléctricas, unidades de generación a gas natural
ubicadas en la zona Central y zona Sur, así como con energías renovables.
Posteriormente, la generación de electricidad también será hecha con centrales
hidroeléctricas, fuentes renovables y con centrales de gas natural ubicadas tanto
en la zona Central, como en la zona Sur y en la zona Norte.
Las medidas de eficiencia energética propuestas, disminuyen significativamente
la demanda de energía como se ilustra en el gráfico siguiente.
Gráfico R.E.4: Balance Nacional de Energía – NUMES OBJETIVO
(TJ)
Fuente: Elaboración propia.
Los gráficos siguientes ilustran, para el período 2010 - 2040, la demanda de energía
por sectores, por producto energético; los balances de energía primaria y
secundaria, oferta interna bruta.
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Gráfico R.E.5: Resultados de la Proyección de la Demanda a Nivel de Uso Final
por Sectores
2009
2040
INDUSTRIAL
18.51%
RESIDENCIAL Y
COMERCIAL
27.63%
INDUSTRIAL
22.09%
RESIDENCIAL Y
COMERCIAL
26.52%
MINERO
METALÚRGICO
8.70%
PESQUERO
1.84%
PUBLICO
1.82%
AGROPEC. Y
AGROIND.
1.41%
TRANSPORTE
40.10%
MINERO
METALÚRGICO
12.13%
PESQUERO
0.74%
PUBLICO
0.84%
AGROPEC. Y
AGROIND.
0.75%
TRANSPORTE
36.92%
Fuente: Elaboración propia.
Gráfico R.E.6: Resultados de la Proyección de la Demanda a Nivel de Uso Final
por Productos
2009
Gasolina
Motor
10.47%
Biomasa
15.17%
Electricidad
17.91%
Diesel
28.84%
Solar
0.05%
Coque
0.22%
GLP
7.95%
Gas
Distribuido
5.40%
Petróleo
Industrial
5.17%
Turbo/JET
4.64%
Carbón
Mineral
3.85%
Carbón
Vegetal
0.34%
2040
Gasolina
Motor
5.35%
Biomasa
2.98%
GLP
10.80%
Gas
Distribuido
17.67%
Petróleo
Industrial
1.59%
Electricidad
28.24%
Diesel
24.09%
Solar
0.07%
Turbo/JET
6.19%
Carbón
Mineral
2.76%
Carbón
Vegetal
0.15%
Coque
0.11%
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro R.E.5: Balance Nacional de Energía – Energía Primaria
(TJ)
ENERGIA PRIMARIA
1. PRODUCCIÓN
GAS NATURAL
PETROLEO CRUDO
BIOMASA
HIDROENERGIA
CARBÓN MINERAL
ENERGIA SOLAR
ENERGÍA EÓLICA
ENERGÍA GEOTÉRMICA
TOTAL
2. IMPORTACIÓN
CARBÓN MINERAL
PETROLEO CRUDO
TOTAL
3. EXPORTACIÓN
PETROLEO CRUDO
GAS NATURAL
TOTAL
4. NO APROVECHADA
GAS NATURAL Y OTROS
TOTAL
5. OFERTA INTERNA BRUTA
GAS NATURAL
PETROLEO CRUDO
BIOMASA
HIDROENERGIA
CARBÓN MINERAL
ENERGIA SOLAR
ENERGÍA EÓLICA
ENERGÍA GEOTÉRMICA
TOTAL
2010
2020
2030
2040
617 878
153 540
103 502
95 891
9 544
322
980 677
1 125 121
252 092
98 840
194 642
10 647
15 354
10 629
3 280.85
1 710 606
1 325 783
240 936
84 601
265 366
11 878
76 779
10 600
5 913.01
2 021 856
1 344 014
214 604
152 466
255 222
13 251
77 194
45 187
81 032.64
2 182 971
28 142
228 521
256 662
19 355
224 022
243 377
23 435
240 680
264 115
26 790
259 773
286 563
33 184
96 593
129 776.87
69 515
221 560
291 074.77
75 017
75 017.02
67 778
67 777.80
129 546
129 546
143 891
143 891
312 041
312 041
142 763
142 763
391 739
348 877
103 502
95 891
37 686
322
978 017
759 671
406 600
98 840
194 642
30 002
15 354
10 629
3 281
1 519 018
1 013 742
406 600
84 601
265 366
35 313
76 779
10 600
5 913
1 898 913
1 201 250
406 600
152 466
255 222
40 042
77 194
45 187
81 033
2 258 993
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro R.E.6: Balance Nacional de Energía – Energía Secundaria
(TJ)
ENERGIA SECUNDARIA
6. PRODUCCIÓN DE ENERGIA SECUNDARIA
DIESEL
ENERGIA ELECTRICA
GLP
NAFTAS
PETROLEO INDUSTRIAL
GASOLINA MOTOR
GAS DISTRIBUIDO
TURBO-JET
NO ENERGETICOS
ETANOL
CARBON VEGETAL
BIODIESEL
TOTAL
7. IMPORTACIÓN
BIODIESEL
GASOLINA MOTOR
ETANOL
COQUE
GLP
TURBO-JET
DIESEL
TOTAL
2010
2020
2030
2040
182 506
113 225
72 028
66 808
58 112
54 896
49 816
32 984
15 946
4 685
2 031
1 665
654 703
241 173
212 002
125 934
118 249
58 136
68 666
275 178
34 894
22 798
9 393
2 155
4 952
1 173 530
246 947
345 773
138 596
132 623
58 136
68 666
341 703
34 894
22 855
9 393
2 267
5 465
1 407 317
246 947
486 083
138 102
132 476
58 136
68 666
393 108
34 894
22 855
9 393
2 243
5 465
1 598 367
6 851
2 873
1 368
1 355
12 446
6 846
2 873
1 459
10 257
21 434
9 845
4 008
1 536
34 440
43 938
93 766
12 021
4 118
1 605
18 716
54 955
85 282
176 696
8. EXPORTACIÓN
NAFTAS
66 808
PETROLEO INDUSTRIAL
26 050
DIESEL
22 650
GLP
19 958
TURBO-JET
5 565
GASOLINA MOTOR
3 292
ETANOL
ENERGIA ELECTRICA
TOTAL
144 325
9. OFERTA INTERNA BRUTA
DIESEL
159 855
ENERGIA ELECTRICA
113 225
GASOLINA MOTOR
54 476
GLP
52 070
GAS DISTRIBUIDO
49 816
PETROLEO INDUSTRIAL
32 062
TURBO-JET
27 419
NO ENERGETICOS
15 946
BIODIESEL
8 516
ETANOL
6 053
CARBON VEGETAL
2 031
COQUE
1 355
TOTAL
522 824
10. CONSUMOS PROPIOS, TRANSFORMACIÓN Y PÉRDIDAS
CENTRALES ELECTRICAS
143 708
CONSUMO PROPIO SECTOR ENERGIA
29 350
PERDIDAS(TRANS.,DIST. Y ALM.)
27 067
REFINERIAS
6 841
CARBONERAS
3 046
PLANTAS DE BIOCOMBUSTIBLE
TOTAL
1 347
211 358
118 249
30 169
17 018
42 069
14 161
3 018
4 485
229 168
132 623
32 026
14 983
2 873
1 637
31 214
215 355
132 476
34 980
2 873
1 625
76 063
248 017
224 155
207 517
57 378
83 865
275 178
27 968
45 150
22 798
11 798
6 375
2 155
1 459
965 795
290 884
314 559
69 801
123 614
341 703
26 111
69 334
22 855
15 310
7 756
2 267
1 536
1 285 728
332 228
410 020
69 911
156 818
393 108
23 156
89 848
22 855
17 486
7 768
2 243
1 605
1 527 045
139 053
46 617
46 596
7 973
280 785
56 869
50 079
7 973
445 849
62 560
53 849
7 973
3 232
2 755
246 226
3 400
2 772
401 877
3 364
2 772
576 367
Fuente: Elaboración propia.
Cuadro R.E.7: Balance Nacional de Energía – Consumo Final
(TJ)
CONSUMO FINAL
2010
2020
2030
2040
11. CONSUMO FINAL
DIESEL B5
ENERGIA ELECTRICA
BIOMASA
GASOHOL
GLP
GAS DISTRIBUIDO
PETROLEO INDUSTRIAL
TURBO-JET
CARBON MINERAL
NO ENERGETICOS
CARBON VEGETAL
COQUE
ENERGIA SOLAR
TOTAL
168 371
113 225
87 905
60 529
52 070
49 816
32 062
27 419
23 729
15 946
2 031
1 355
322
634 780
235 953
207 517
68 740
63 753
83 865
275 178
27 968
45 150
30 002
22 798
2 155
1 459
520
1 065 057
306 194
314 559
53 638
77 557
123 614
341 703
26 111
69 334
35 313
22 855
2 267
1 536
768
1 375 447
349 714
410 020
43 243
77 679
156 818
393 108
23 156
89 848
40 042
22 855
2 243
1 605
975
1 611 305
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 26
Gráfico R.E.7: Producción y Oferta Interna Bruta de Energía Primaria – NUMES
OBJETIVO (TJ)
2,000,000
2,000,000
1,500,000
1,500,000
TJ
2,500,000
TJ
2,500,000
1,000,000
1,000,000
500,000
500,000
-
2010
100%
90%
80%
70%
2020
2030
2040
2010
2030
2040
PETROLEO CRUDO
BIOMASA
GAS NATURAL
PETROLEO CRUDO
BIOMASA
HIDROENERGÍA
CARBÓN MINERAL
ENERGÍA SOLAR
HIDROENERGÍA
CARBÓN MINERAL
ENERGÍA SOLAR
ENERGÍA EÓLICA
ENERGÍA GEOTÉRMICA
ENERGÍA EÓLICA
ENERGÍA GEOTÉRMICA
3.9%
2.0%
1.0%
0.6%
0.6%
10.6%
7.5%
8.8%
14.7%
11.9%
11.4%
13.1%
15.7%
9.8%
0.6%
100%
1.9%
1.8%
16.3%
90%
9.8%
12.8%
14.0%
11.3%
9.8%
80%
10.6%
8.4%
9.4%
15.8%
26.8%
21.4%
18.0%
50.0%
53.4%
53.2%
11.7%
70%
60%
60%
50%
50%
40%
30%
2020
GAS NATURAL
35.7%
40%
63.0%
65.8%
65.6%
61.6%
30%
20%
20%
10%
10%
0%
2010
GAS NATURAL
2020
HIDROENERGÍA
2030
PETROLEO CRUDO
2040
RER
CARBÓN MINERAL
40.1%
0%
2010
GAS NATURAL
2020
PETROLEO CRUDO
2030
RER
HIDROENERGÍA
2040
CARBÓN MINERAL
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 27
Gráfico R.E.8: Producción y Oferta Interna Bruta de Energía Secundaria –
NUMES OBJETIVO (TJ)
1,800,000
1,600,000
1,600,000
1,400,000
1,400,000
1,200,000
1,200,000
1,000,000
1,000,000
TJ
TJ
1,800,000
800,000
800,000
600,000
600,000
400,000
400,000
200,000
200,000
-
-
2010
2030
2040
2010
2020
2030
2040
DIESEL
ENERGÍA ELÉCTRICA
GLP
DIESEL
ENERGIA ELECTRICA
GASOLINA MOTOR
NAFTAS
PETROLEO INDUSTRIAL
GASOLINA MOTOR
GLP
GAS DISTRIBUIDO
PETROLEO INDUSTRIAL
GAS DISTRIBUIDO
TURBO-JET
NO ENERGÉTICOS
TURBO-JET
NO ENERGETICOS
BIODIESEL
ETANOL
CARBÓN VEGETAL
BIODIESEL
ETANOL
CARBON VEGETAL
COQUE
6.5%
4.6%
3.9%
3.4%
21.7%
21.5%
24.5%
26.9%
28.5%
26.6%
25.7%
45.4%
45.1%
44.0%
3.7%
3.3%
17.3%
18.1%
100.0%
90.0%
2020
2.8%
2.5%
90%
24.6%
80.0%
30.4%
7.6%
70.0%
80%
70%
23.4%
9.5%
60%
24.3%
60.0%
100%
24.6%
50.0%
50%
40%
40.0%
71.4%
30.0%
55.1%
20.0%
30%
48.3%
42.5%
62.3%
20%
10%
10.0%
0%
0.0%
2010
2020
DERIVADOS DE PETROLEO Y
LIQUIDOS DE GAS NATURAL
GAS DISTRIBUIDO
2030
ENERGÍA ELECTRICA
2040
NO ENERGÉTICOS Y OTROS
2010
DERIVADOS DE PETROLEO Y
LIQUIDOS DE GAS NATURAL
2020
GAS DISTRIBUIDO
2030
ENERGÍA ELECTRICA
2040
NO ENERGÉTICOS Y OTROS
Fuente: Elaboración propia.
5.
Resultados y Recomendaciones de la EAE
Los principales resultados y recomendaciones que surgen del Componente 2, EAE,
son los siguientes:
•
La EAE del Plan 19, que se adopta como Plan NUMES, arroja indicadores
aceptables dentro del conjunto de planes evaluados.
•
Dado que parte del sustento de la EAE se basa en la información de base, se
requiere que esta base de datos sea actualizada periódicamente,
aproximadamente 5 años.
•
Se sugiere la actualización del potencial hídrico de la zona de Sierra, dado
que los principales impactos los proyectos hidroenergéticos se dan en los
casos de los grandes emprendimientos proyectados en la zona de Selva.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 28
•
Se debe realizar una Evaluación de Impacto Ambiental para cada proyecto
considerado en la implementación de la NUMES OBJETIVO. Estas
evaluaciones deben enmarcarse en la EAE, de modo que los impactos sean
analizados en el contexto integral de la matriz energética, y no cada proyecto
independientemente del resto.
•
El Programa de Monitoreo de los aspectos socioambientales de la EAE debe
estar implementado por la OEFA, dotado con recursos humanos y
económicos adecuados y con independencia de opinión, que permita seguir
los cumplimientos de los criterios establecidos por la NUMES OBJETIVO y
aplicar medidas correctivas de modo temprano de ser necesario.
•
Es necesario establecer instancias de revisión periódicas formales de la
NUMES OBJETIVO y de la EAE vinculada. La matriz energética propuesta ha
sido desarrollada con un horizonte temporal al año 2040, implicando la
consideración de una cantidad de supuestos, que si bien han sido analizados
y seleccionados como razonables, encierran un grado de incertidumbre
considerable. Por ende, es necesario mantener una instancia de visión
holística como la que propuso la actual EAE para evaluar el cumplimiento de
las predicciones establecidas por la NUMES OBJETIVO. Esta instancia de
revisión periódica y de eventual re-direccionamiento de la matriz energética
deberá ser responsabilidad conjunta del MEM y el MINAM, en la medida que
no se proponga una instancia superadora.
•
Los impactos ambientales considerados en la EAE son, por lo general, de
carácter local, aunque algunos, por sus características, podrían repercutir a
escala regional, nacional e incluso global. Por ejemplo, la eventual extinción
de una especie endémica ocasionada por el desarrollo de alguna
infraestructura, aunque puede estar circunscripta a la escala local, pueden
tener implicancias planetarias irreversibles. Este es un ejemplo hipotético de
un impacto extremo que el desarrollo de la matriz energética debe atender
con atención. Otra consideración con repercusiones globales es la emisión de
GEI, aunque el Perú tiene una repercusión menor a escala planetaria, y por
ende su consideración es relativa. Sin embargo, la mayoría de los impactos
ambientales considerados por la EAE son de carácter puntual o local, lo que
no implica que sean desdeñables o no urgentes, sino que deben ser
atendidos principalmente a esta escala, ya sea por mecanismos de
prevención, atenuación, mitigación y/o compensación. La contaminación de
un curso de agua que sirve como soporte dietario principal a una comunidad
rural puede ser puntual pero requerir la mayor urgencia de solución. La
NUMES OBJETIVO surge de una EAE que busca minimizar los posibles
impactos negativos a partir del análisis de una serie de planes alternativos,
en un contexto de desarrollo de una matriz energética que atienda las
necesidades sociales del Perú.
•
Es importante fomentar la actualización permanente de la capacidad de
intervención, mediación y resolución de conflictos de las instituciones del
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 29
Estado en las diferentes instancias de relación con la población y con las
empresas del sector energético.
5.1.
Consideraciones Finales
En el presente Estudio se ha elaborado y propuesto una NUMES a partir de un
análisis integrado que toma en cuenta las interfaces entre los subsectores
energéticos y las demandas finales para un período de largo plazo (hasta el 2040).
Para la elección de la NUMES OBJETIVO se han evaluado, de manera objetiva,
diversas opciones de configuración del sistema energético - los planes-, frente a las
principales incertidumbres (evolución del nivel de actividad de la economía, precios
energéticos globales y disponibilidad de recursos) que enfrentan los Hacedores de
Política Energética.
El modelo Energético Ambiental (Mod E – A) que fue desarrollado y es utilizado por
este Consorcio Consultor en este Estudio se presenta como una herramienta útil
para encarar una planificación de largo plazo. Esta herramienta permite comparar
entre diversas decisiones, plasmadas en planes, para alcanzar de la mejor forma los
objetivos de política previamente definidos en el DS-064-2010.
El Plan NUMES que se propone en el Estudio es un plan robusto y es el que mejor
se comporta dentro del conjunto de planes en esa categoría. En las secciones1.4 y
1.5 se muestra que el Plan NUMES recomendado alcanza de la mejor manera los
objetivos de política energética arriba referenciados.
El Plan NUMES diseñado no debe ser considerado como estático, más bien es una
guía de acciones de política en una trayectoria elegida, y las herramientas utilizadas
en este estudio permitirán al MEM su ajuste en el tiempo.
Es preciso señalar que se está considerando un período de análisis bien extenso
(30 años), en donde lo que hoy puede ser prioritario, mañana no lo sea tanto.
Además pueden en algunos años considerarse otros objetivos económicos y
socioambientales que hoy no están presentes. Un ejemplo, hace cuatro décadas el
cambio climático, no formaba parte de ninguna agenda de temas prioritarios a nivel
de los hacedores de política a nivel mundial. Hoy, por el contrario, la situación es
bien diferente y es preciso considerar los efectos del cambio climático en la
generación proyectada de la hidroenergía.
En síntesis, el Plan NUMES recomendado satisface adecuadamente los objetivos
de política energética y sostenibilidad socioambiental, a partir de una planificación
apoyada en una política de Estado a través del tiempo. La consideración en
conjunto de integración de objetivos económicos y socioambientales en el diseño
del Plan Energético, es un enfoque superador dado que equilibra esos diferentes
objetivos,
muchas
veces
contrapuestos,
de
una
manera
objetiva.
Complementariamente, la inclusión del Plan Energético dentro de algo más amplio
como lo es la política de Estado, integra a su vez el sector energético con todos los
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 30
sectores de la economía. Y en este sentido, el Plan NUMES propuesto ha tomado
en su concepción e ingredientes de diseño, los ejes estratégicos que fueran
establecidos por el Estado a través del CEPLAN. En este Programa se define el
norte que se pretende alcanzar en términos de desarrollo del país, medido en
indicadores socio económicos, y el desempeño esperado del sector energético debe
estar sujeto a ese plan estratégico de política de Estado.
Vale notar que el Planeamiento energético debe estar sujeto a un amplio debate con
los diversos actores del sector y de la comunidad. En ese sentido, las reuniones y
talleres que se desarrollaron durante la elaboración del Estudio, han enriquecido el
análisis realizado. Con esto, lo importante que se intenta remarcar es que el debate
es lo que legitima la dirección de planeamiento energético que finalmente se elija.
Finalmente, en el Estudio se han propuesto readecuaciones al marco legal
regulatorio que identifican aspectos institucionales y de organización del sector
energético que deben ser modificados, en pos de implementar el Plan NUMES. En
ese sentido, como relevante se recomienda evaluar la creación de un órgano con
autonomía, funciones y capacidades suficientes para implementación del Plan,
logrando alcanzar los objetivos de Política planeados.
5.2.
Hacia la Implementación de la NUMES
A continuación se establecen los lineamientos que se tuvieron en cuenta para la
formulación de los diferentes planes subsectoriales, los cuales se desarrollan en
detalle en la próxima sección 1.6. Estos lineamientos incluyen el enfrentar desafíos
de carácter regulatorio, de organización institucional, de política de precios y tarifas,
entre otros, los que fueron presentados y analizados en la sección 1.2 de este
Estudio.
Primero, el Plan debe formar parte de una Política de Estado para el desarrollo
sustentable del país. En este sentido, en el Estudio se sugiere evaluar la creación
de un área de Planificación en el Ministerio de Minas y Energía con capacidades
para proponer y monitorear el Plan NUMES. Este lineamiento está estrechamente
vinculado con alcanzar el objetivo de fortalecimiento institucional del sector.
Segundo, el Plan supone una revisión del rol del Estado, lo que implica una mayor
proactividad y adecuación de su rol empresario, a través de la actividad desarrollada
por sus empresas energéticas. En ese sentido, la empresa PETROPERÚ tendrá
una participación importante en el desarrollo de los crudos pesados y continuará
teniendo una presencia mayoritaria en las actividades de refinación de petróleo.
Tercero, la tarea de Planeamiento del sector por parte del Gobierno debe
complementarse con el rol inversor del sector privado, dado que de esa manera se
reducen las incertidumbres y el costo de capital para facilitar las inversiones que
requiere el Plan propuesto. A su vez, con el Planeamiento se promueve la seguridad
energética, que es un objetivo primordial para la sustentabilidad del crecimiento y
desarrollo del país. En ese sentido, en los Planes subsectoriales se diferencian los
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 31
programas referenciales (no obligatorios) de otros Planes con inversiones
mandatorias. Estas últimas se asocian con el desarrollo de infraestructura de
gasoductos y líneas de transmisión eléctrica, principalmente, las cuales están dentro
de la política de Planeamiento de Estado.
Cuarto, la política de formación de precios y tarifas de energía detrás de los planes
subsectoriales supone: i) alentar el desarrollo y uso de los recursos con precios
económicos, y ii) promover la competitividad de la economía con mejores
estándares de eficiencia energética.
Quinto, facilitar el acceso a la energía a los sectores sociales de ingresos bajos. En
este sentido, los planes de Electrificación Rural y de Acceso al gas, juegan un rol
relevante con ese objetivo.
Sexto, el Plan debe diversificar la matriz energética, sopesando técnica, económica
y ambientalmente el uso de las diferentes fuentes de energías (renovables y no
renovables) al considerar los costos, los tiempos y el camino crítico de dicha
diversificación.
Séptimo, el Plan permite la descentralización y el desarrollo regional. Esto se logra
mediante la creación de nueva infraestructura energética (gasoductos, poliductos,
petroquímica, líneas eléctricas, energías renovables no convencionales) para
conectar mercados de regiones alejadas del área central del país.
Octavo, la EAE del Plan procura detectar los potenciales conflictos y minimizar los
impactos socioambientales de la NUMES OBJETIVO. Se provee al gobierno de una
metodología para la evaluación y el monitoreo de los temas socioambientales.
Es por ello que, más allá del monitoreo del cumplimiento de las propuestas
desarrolladas en este informe, se requiere de las instancias de conducción estatal
estar alertas ante las diferentes persistencias y cambios sociales, ideológicos,
culturales y económicos que necesariamente irán teniendo lugar a lo largo del
tiempo y la geografía, generando capacidad de previsión y adecuación frente a las
mismas.
El uso efectivo de los tiempos de antelación previstos para el inicio de los proyectos
planteados, permitirá afianzar instancias de participación y negociación de las partes
interesadas, evaluaciones ambientales y consolidar la presencia del Estado6.
6
Las interacciones de una trama tan compleja de actores se resuelven frecuentemente mediante la
implementación de las llamadas “buenas prácticas” en las diversas instancias de vinculación, que incluyen la
participación ciudadana y la consulta; la distribución de los beneficios económicos; gobernabilidad y
derechos humanos; mejores regulaciones socioambientales; e inversiones sociales.
Un espacio específico, pero de gran relevancia y protagonismo, es el relacionado con las formas de
vinculación del resto del sistema con las comunidades indígenas, considerado por la Ley Nº 29785, de
derecho a consulta previa a los pueblos indígenas u originarios, sancionada por el Congreso de la República
del Perú y promulgada por el Presidente de la Nación el 7 de septiembre del 2011.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 32
Noveno, las políticas sectoriales que se desprenden del Plan de la NUMES permiten
alcanzar los lineamientos socioambientales y económicos plasmados en el
CEPLAN, que es el Plan Estratégico del Estado que guía el desarrollo socioeconómico del país de una manera ordenada y sistemática.
6.
Planes
6.1.
Plan de Electricidad
Aspectos Relevantes
Generación de Electricidad
En el período 2000 - 2010, el sector eléctrico se ha caracterizado por la creciente
participación de generación con gas natural, llegando al final del periodo a
representar el 35% de la producción total, en tanto que con hidroelectricidad fue de
59% y con Diesel, residual y carbón fue de 6%.
La generación al 2010 totalizó 33,450.1 GWh, correspondiendo al Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional - SEIN el 98,1% y 1,9% a los sistemas aislados.
Gráfico R.E.9: Evolución de la Producción de Energía en el SEIN 2000-2010
(GWh)
Fuente: Elaboración propia.
Dicha producción de energía ha significado una facturación anual de US$ 2,476.2
millones, dividido en el mercado libre con 69,4% y 30,6% en el marcado regulado de
las distribuidoras.
Respecto al parque de generación, la potencia efectiva del SEIN fue de 6,463 MW,
con 48% de hidroeléctricas, 41% de plantas a gas natural y el resto representa el
11%. La capacidad se concentra en el área central del país, con una fuerte
dependencia de la infraestructura del gas natural.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 33
Gráfico R.E.10: Conformación de la Capacidad de Generación en el SEIN Año
2010 (MW)
Fuente: Elaboración propia.
Desde el 2004, con la entrada del gas de Camisea, el aumento de capacidad en el
SEIN es liderado por las térmicas a gas, incorporándose al SEIN 2,388 MW,
superando en más de 3 veces a la generación hidroeléctrica.
Gráfico R.E.11: Comportamiento de los Costos Marginales en el SEIN
2000-2010 (US$/MWh)
Fuente: Elaboración propia.
Como se puede observar en el Gráfico R.E.11, los costos marginales en el SEIN en
el periodo 2000 - 2010 han llegado a máximos de 236 US$/MWh en el 2008, con un
promedio anual en dicho año de 91 US$/MWh.
Evaluando los promedios anuales del costo marginal antes y después de Camisea,
se observa que un primer tramo con promedio de 35,5 US$/MWh y un segundo con
52,7 US$/MWh, influenciados en ambos casos por el costo de las centrales diesel
que definen y marcan el costo marginal.
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Pág. 34
Transmisión y Distribución de Electricidad
Con la Ley N° 28832 los sistemas de transmisión cal ifican como: Sistemas
Garantizados - SGT y Sistemas Complementarios – SCT, precisando que las
instalaciones calificadas como Sistema Principal - SPT y Sistemas Secundarios SST continuarán así y se remunerarán conforme al último peaje establecido; para
los SGT y SST los peajes serán según las inversiones de estos nuevos proyectos
de transmisión.
Así, los SGT son las instalaciones que se construyen como resultado del Plan de
Transmisión aprobado por el MEM y los SCT serán aquellos construidos por
iniciativa de los propios interesados, en particular las distribuidoras, generadores y
los clientes libres.
A la fecha el Peaje por Conexión al Sistema de Transmisión resulta igual a 29,68
US$/kW-año, del cual el 53,1% representa propiamente la parte de activos de
transmisión y el 46,9% está asociado a otros cargos.
Gráfico R.E.12: Desagregado del Monto de Pagos por Concepto de Peaje de
Transmisión (US$/kW-año)
Prima por RER
1,87
6%
Operación
Adic. por CMg,
10,69
36%
Seguridad de
Suministro
0,85
3%
Otros
0,51
2%
Transmision
15,76
53%
Fuente: Elaboración propia.
En los últimos años, PROINVERSIÓN ha adjudicado 14 proyectos de transmisión
que entrarán en servicio en el período 2011- 2013. La longitud total de las nuevas
líneas es de 4,374 km y representa el 36% de la longitud actual, con inversiones de
US$ 920 millones.
Asimismo a efectos de realizar análisis por área energética, se definieron por áreas
geográficas: Área Norte, Área Centro y Área Sur.
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Gráfico R.E.13: Ventas de Energía de Distribuidoras – Año 2010 (GWh)
Fuente: Elaboración propia.
Según el anuario estadístico de OSINERGMIN del año 2010, las ventas totales de
energía ascendieron a 29,566 GWh en el año 2010, de los cuales 18,194 GWh
corresponden a las ventas de las empresas distribuidoras y el resto, es decir 11,372
GWh corresponden a las ventas de las empresas de generación a clientes libres. En
el mercado eléctrico operan 21 empresas, de las cuales 3 son privadas resaltando
las concesiones de Lima atendidas por Edelnor y Luz del Sur que tienen una
participación del 39.5% de los clientes y 63% de las ventas totales a nivel país. En el
interior del país la situación es inversa, más clientes y menos volumen de ventas.
Se considera el 2010 como año base, con las estadísticas siguientes:
Máxima Demanda
4,596 MW
Producción anual de energía
33,450 GWh
Potencia Efectiva en plantas de generación
6,463 MW
Estructura de oferta: 48% hidro, 41% gas natural, Diesel 9% y carbón 2%.
El Estudio ha evaluado diferentes estructuras de generación para el planeamiento
2010-2040, obteniendo que el plan P-19 corresponde a la NUMES OBJETIVO,
formada por 40% con hidroeléctricas, 40% con plantas térmicas y 20% con recursos
de energías renovables.
Resultados Esperados
Expansión del SEIN
Metas, Lineamientos y Proyectos Prioritarios
Se ha establecido el Plan 19 como NUMES OBJETIVO, en ese sentido las metas
propuestas son las siguientes:
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-
Implementar proyectos por un total de 18 477 MW en un período de 30
años, para lo cual se requieren políticas y lineamientos para alcanzar una
participación de 36% con hidroeléctricas, 43% con gas natural y 21% de
proyectos RER.
En la parte de transmisión, para el primer período se requieren completar
los proyectos ya concesionados de 500 kV que representan inversiones de
US$ 1,078 millones, de los cuales el 80% corresponde a líneas de
transmisión y el 20% a subestaciones y sistemas de compensación; para el
segundo período se requiere un total de US$ 835 millones y en el tercer
período US$ 2,536 millones.
Implementar políticas y mecanismos que permitan obtener reducciones de
demanda en el orden de 15% con medidas de eficiencia energética, de
modo que se obtengan excedentes que permitan la exportación de energía.
De conseguir las reducciones de demanda y energía con medidas de
eficiencia energética, el siguiente objetivo sería negociar Acuerdos de
Integración Energética con los países vecinos y promover proyectos de
transmisión para ello de modo que los excedentes de energía se puedan
exportar.
Estructura de la Generación con la NUMES
Con la NUMES OBJETIVO que corresponde al Plan 19, para el Futuro base F-1,
hasta el final del horizonte de planeamiento la capacidad proyectada para instalarse
en el SEIN sería del orden de 18,477 MW con inversiones estimadas en el orden de
US$ 24,528 millones. Las capacidades por tecnologías se muestran en el Cuadro
siguiente.
Cuadro R.E.8: Inversiones Requeridas y Nueva Capacidad de Generación
(F1, Plan 19) NUMES – 2011 – 2040
Tecnología
Hidros
Termicos
Eolicos
Solares
Geotermica
Biomasa
Total
Nueva Capacidad - MW
Montos de Inversión - Millones US$
2011 - 2020
2021 - 2030
2011 - 2020
2021 - 2030
2031 - 2040
3,684
2,475
6,645
2,808
734
700
2,270
535
1,669
3,380
592
300
1,404
1,380
375
652
300
120
140
140
330
1,762
998
1,010
282
240
650
552
234
10,216
8,471
5,841
5,398
6,435
2031 - 2040
524
5,000
450
80
490
100
6,644
Fuente: Elaboración propia.
En cuanto a la participación porcentual a nivel de recursos primarios de la nueva
generación requerida y proyectada para el SEIN sería conforme al Gráfico.
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Gráfico R.E.14: Proyectos de Generación por Tecnologías (MW)
Fuente: Elaboración propia.
Para el caso de futuro pesimista F-3 el requerimiento de nueva capacidad sería de
12,532 MW y para el futuro optimista F-2 de 27,449 MW.
Con las diferentes tecnologías proyectadas se formularon los balances de potencia
a nivel del SEIN para el futuro base como se muestra en el siguiente gráfico.
Gráfico R.E.15: Balances por Áreas y por Tecnologías (MW)
BALANCE POR ÁREAS
BALANCE POR TECNOLOGÍA
Balance Oferta - Demanda /SEIN
Balance Oferta - Demanda /SEIN
30000
30000
25000
25000
F1
F4
)
W
(M
iac
n
te
o
P
)
W
M
(
a
ci
n
te
o
P
20000
15000
10000
20000
15000
10000
5000
5000
21%
31%
25%
27%
30%
2012
2015
2020
2030
2040
F5
Sur
Norte
1394
2118
3286
5093
7150
RER
618
717
1053
1877
3197
Termica
21%
31%
25%
27%
30%
2012
2015
2020
2030
2040
0
0
242
216
542
1432
3840
2751
3494
3638
7108
11380
Centro
4478
5668
6532
10742
14568
Hidro
3497
4792
6692
9171
9696
Demanda
5349
6481
8696
13942
19132
Demanda
5349
6481
8696
13942
19132
Reserva
21%
31%
25%
27%
30%
Reserva
21%
31%
25%
27%
30%
Fuente: Elaboración propia.
Al igual que en el análisis de los futuros, para la NUMES se ha establecido
márgenes de reserva que permitan asegurar las condiciones de suministro ante
eventualidades en el sistema.
De los resultados obtenidos para la NUMES a nivel del sistema, se han obtenido
participaciones de generación de energía de las distintas tecnologías que varían
respecto a la situación actual. Así, para el Plan 19 la participación de las RER varía
desde 2% al 19% proyectado, del mismo modo la participación de las plantas con
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gas natural varía desde 50% al 42%, en tanto que la participación de las plantas
hidroeléctricas varía desde 50% al 39%.
Proyecciones de Costos de Energía con la NUMES
Sobre la base de los despachos de energía con las demandas proyectadas y el
parque de generación del plan NUMES P-19, se han proyectado los costos de
energía, obteniendo promedios de Largo plazo de 31.4 US$/MWh. En caso de
demanda optimista el costo sería de 34.7 US$/MWh y para demanda conservadora
25.4 US$/MWh.
Estos costos reflejan el impacto que tendría una participación de 40% con
producción basada en gas natural bajo el esquema de precios evaluados para este
recurso primario.
Sistema de Transmisión y Distribución
El desarrollo de la transmisión del SEIN se orienta a estimar a nivel de planeamiento
las líneas cuyas inversiones formarán parte del SGT, quedando el desarrollo de los
SCT bajo la responsabilidad de aquellos agentes a cargo de los proyectos de
generación y/o de la demanda considerando el desarrollo y fortalecimiento del
sistema en el nivel de 220 y 500 kV.
En caso de ser necesarias nuevas líneas de transmisión para los nuevos proyectos
de generación se deberá definir su esquema de transmisión, estableciendo el nivel
de tensión y la barra de conexión correspondiente.
Para la NUMES - Plan 19 se muestra el portafolio de posibles proyectos de
transmisión a mediano y largo plazos, cuya configuración y año de ingreso se
obtuvo mediante modelamiento de flujos de carga.
Cuadro R.E.9: Proyectos de Transmisión en MAT – Plan NUMES
Proyectos
L.T. 500 kV Carabayllo – Chilca y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Colectora Centro - Colectora Sur y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Carabayllo - Colectora Centro y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Chilca – Independencia y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Colectora Sur – Independencia y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Colectora Sur – Brasil y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Veracruz – Vizcarra y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Paquitzapango - Colectora Centro y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Veracruz – Trujillo y SS.EE. Asociadas
Fuente: Elaboración propia.
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La implementación de este Plan de Transmisión se ha planteado bajo los futuros
considerados para la NUMES OBJETIVO, estimándose las capacidades de
transmisión y la operatividad a nivel de tensiones esperadas de las líneas en sus
extremos receptores.
A efectos de contar con una mejor estimación de la entrada de los proyectos de
transmisión y de las inversiones requeridas, dicho Plan de transmisión ha sido
evaluado bajo las premisas siguientes: a) Crecimiento de la Demanda; b) Oferta de
Generación NUMES; c) Exportación de Energía; d) Eficiencia Energética; e) Análisis
Eléctrico y f) Red Base 2010. Con estos criterios se ha configurado el siguiente
esquema de desarrollo de transmisión en el nivel de 500 kV.
Diagrama R.E.6: Diagrama Simplificado – Proyección por Barras
Caclic Moyobamba Interm.
Zorritos
Machala
Iquitos
LEYENDA
Existente
2012
2013
2014
Por definir
a Cajamarca
Talara
Aguaytia
Pto Maldonado
Mazuco
S. Gaban
S. Rafael
Quencoro Onocora
Piura Oeste
Aucayacu
Tocache
Chiclayo Oeste
Carhuaquero
Tarapoto
Puno
Puno
Tintaya
Combapata
Huanuco
Dolorespata
Vizcarra
Pachachaca
Cachimayo
C. Armiño
Carhuamayo Oroya
Paragsha
Moquegua Los Heroes
Abancay
Bellavista
Guadalupe
Juliaca
Macchupicchu
T. Maria
T. Maria
La Niña
Azangaro
Pomacocha
Cotaruse
Socabaya
Moyobamba
C. Corona
Trujillo Norte
Cajamarca
Chimbote Norte
Paramonga Nueva
Caclic
Conococha
Callahuanca
Caclic
Kyman Ayllu
Huancavelica
Cajamarquilla
Huacho
Zapallal
Ventanilla Pachachaca S. Rosa
S. Juan
Indep.
Cantera
Carabayllo
Planicie
Ica
Marcona
Desierto
Chilca
Fuente: Elaboración propia.
Los futuros y planes evaluados se diferencian por criterios de demanda, precios de
los recursos y prioridades para promover determinadas tecnologías para alcanzar la
estructura de generación NUMES. Así, los planes de expansión son similares para
definir los esquemas de transmisión, diferenciándose por el año de ingreso y
localización de los proyectos de generación.
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Diagrama R.E.7: Diagrama Simplificado de la Expansión de Transmisión – Plan
NUMES
Etapa inicio
NORTE
Chiclayo
Etapa I
Etapa II
CENTRO
Veracruz
C. Centro
Vizcarra
Paquitzapango
Etapa III
Etapa IV
SUR
Etapa V
Brasil
C. sur
Inambari
Trujillo
Chimbote
Socabaya
Carabayllo
Chilca
Independencia
Marcona
Montalvo
Planicie
Fuente: Elaboración propia.
Esta propuesta de expansión de la transmisión se evaluó bajo el criterio de contar
con una participación de la oferta de generación eléctrica distribuida en las
diferentes áreas operativas. De los análisis de flujos de carga y la factibilidad de
implementación de los proyectos de transmisión se concluye:
• Para el corto y mediano plazo los flujos son preponderantes hacia las áreas
Norte y Sur, predominando la generación del área Centro siendo el
exportador entre las áreas del sistema.
• Los proyectos de transmisión estarán asociados principalmente al desarrollo
de los nuevos proyectos de generación.
• La realización de los proyectos de generación en las áreas Norte y Sur
permitirán que los enlaces de transmisión Centro-Norte y Centro-Sur tengan
bidireccionalidad.
• Los proyectos RER de las áreas Norte y Sur darían la posibilidad de un
equilibrio generación/demanda en estas áreas.
Las inversiones en la expansión del sistema de transmisión se estiman en US$
4,450 millones en valores corrientes.
En cuanto a los sistemas de distribución de electricidad que representa el 62% de
las ventas de energía, estos sistemas también requerirán inversiones para atender
su correspondiente demanda, dado que sus instalaciones deberán seguir el
crecimiento de los otros componentes del sistema energético, es decir la generación
y transmisión eléctrica.
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Para estimar las inversiones de esta parte del sistema se han considerado los
costos de desarrollo de estas instalaciones, en base a la información regulatoria de
donde obtienen los costos unitarios por kW instalado de la infraestructura eléctrica
de distribución, formulando las inversiones para el Plan NUMES con los
requerimientos de inversión en distribución y para el periodo de análisis asciende a
US$ 1,241 millones en valores corrientes.
Perspectivas para las Interconexiones Internacionales
Las interconexiones internacionales son tendencias actuales y futuras en los
mercados eléctricos. El país ha seguido esta corriente existiendo a la fecha el
Acuerdo 536 de la Comunidad Andina; asimismo, existe un Acuerdo con el Gobierno
de Brasil para el Suministro de Electricidad al Perú y Exportación de Excedentes al
Brasil, este acuerdo requiere ser ratificado por el Congreso Nacional y finalmente ha
participado en los estudios para analizar la iniciativa de acuerdos de integración
energética y la posibilidad de exportación hacia Chile.
Para el ámbito de las interconexiones se evaluaron las necesidades y potencial de
los países limítrofes, revisando las expectativas de oferta y demanda de Ecuador,
Colombia, Brasil, Bolivia y Chile. La demanda de estos países, sin incluir Brasil, es
del orden de 175,000 GWh, siendo Chile y Colombia los sistemas mayores con el 34
y 33%, seguidos de Perú con el 18% y luego Ecuador y Bolivia con 12 y 4%
respectivamente. Las expectativas de crecimiento en estos países son del orden de
4% - 6% anual.
Bajo estimaciones optimistas al 2040 la demanda proyectada del país es del orden
de 25,000 MW, inferior al potencial de generación disponible. Se requiere evaluar en
forma integral todos los factores involucrados en este tema, lo cual debería formar
parte de un Estudio ad hoc.
Teniendo en cuenta sólo algunos factores entre los países para las interconexiones
regionales se analizaron de manera preliminar los factores relativos a la
disponibilidad de recursos energéticos, la infraestructura de transmisión y el marco
regulatorio.
Del análisis realizado se observa que los potenciales importadores de los
excedentes de energía del mercado peruano serían Chile y Brasil, lo cual podría
generar beneficios económicos muy importantes, en tanto la exportación y venta de
energía superen los costos de inversión, operación y mantenimiento de la
infraestructura requerida, siendo un beneficio por evaluar lo relacionado a los
aspectos ambientales.
Por ello se sugiere evaluar en mayor detalle los aspectos técnicos, como serían las
líneas HVDC o líneas AC con sistemas Back-to-Back, aspectos legales y
comerciales para la integración con Brasil y Chile, los cuales serían factores clave
para las interconexiones internacionales con estos países.
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Por otro lado, el refuerzo y ampliación de capacidad de la interconexión con
Ecuador permitirá en el corto plazo la exportación de excedentes a Ecuador y en el
largo plazo aprovechar los beneficios de la complementariedad hidrológica no sólo
con Ecuador sino también con Colombia7.
6.2.
Plan de Hidrocarburos Líquidos
Aspectos Relevantes
Marco Regulatorio.- El modelo de desarrollo energético en aplicación, se sustenta
en las siguientes premisas: inversión privada, libertad de precios, respeto a
derechos de propiedad, política de protección ambiental, y un Estado cumpliendo un
rol promotor y regulador. Este modelo ha permitido un abastecimiento de energía en
condiciones adecuadas de calidad y precios; su aplicación ha logrado que los
agentes económicos dispongan de un suministro energético abundante y seguro.
La seguridad y estabilidad jurídica, y la continuidad de la política sectorial han
permitido elevar el nivel de inversiones tanto en exploración y desarrollo en
diferentes cuencas como en transporte, procesamiento y distribución, en particular
de gas natural. Sin embargo, este marco regulatorio del sector continua siendo
objeto de mejoras graduales.
Por su parte, PETROPERÚ como resultado del proceso de privatización quedó sin
actividades de exploración y explotación, las que son realizadas por empresas
privadas. PETROPERÚ opera casi el 50% de la capacidad de refinación y es
responsable igualmente del 50% de la comercialización mayorista de productos de
petróleo, además de ser la operadora del Oleoducto Nor-Peruano y titular en varias
estaciones de servicio en el país. Más recientemente, la Ley Nº 28840 de
Modernización y Fortalecimiento de PETROPERÚ ha dotado a la empresa de
autonomía económica, financiera y administrativa, a la par de establecérsele un
nuevo objeto social que la habilita al desarrollo de las actividades en todas las fases
de la industria y comercio de petróleo, incluyendo sus derivados, petroquímica
básica y otras formas de energía.
Demanda de Hidrocarburos.- El rápido crecimiento de la economía, la urbanización
y la política de precios, así como la disponibilidad en los últimos años de gas de bajo
costo, han influenciado el crecimiento de la demanda de combustibles. De 115
MBPD en el año 1990 la demanda ha pasado a ser 148 MBPD en el año 2000 y 181
MBPD en el año 2010. Los combustibles líquidos cubren más de la mitad de la
7
De este análisis cualitativo se desprenden los posibles beneficios que podría alcanzar el país como
consecuencia de las interconexiones internacionales:
• Mayor seguridad de suministro por los intercambios internacionales.
• Complementariedad hidrológica y mejor uso de los recursos.
• Ingresos por las ventas de energía, producto de la exportación.
• Beneficios por reducciones de gases de efecto invernadero.
• Crecimiento en el PBI por las exportaciones de energía.
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demanda total de energéticos del mercado peruano. En el siguiente gráfico se
presenta la evolución de la demanda en la última década.
Gráfico R.E.16: Evolución de la Demanda de Combustibles Líquidos (MBPD)
Fuente: Elaboración propia a partir de estadísticas del MEM.
Precios.- Los precios de los hidrocarburos se rigen por la oferta y la demanda. Los
consumidores tienen la capacidad de elegir la forma de aprovisionamiento de
combustible de acuerdo al nivel de oferta que exista en el país y a nivel
internacional.
En el año 2004, debido a la alta volatilidad que tienen los precios de los
combustibles en el mercado internacional, se estableció un Mecanismo de
Estabilización de Precios para los Combustibles Derivados del Petróleo,
minimizando el impacto que tiene la alta volatilidad de estos precios sobre el precio
final a los consumidores nacionales. Conviene sin embargo anotar que el Fondo
para la Estabilización de los Precios de los Combustibles es un mecanismo para
resolver problemas de coyuntura ligados a la alta volatilidad de los precios
internacionales y no tiene nada que ver con tendencias de largo plazo que se
analizan en el plan.
Oferta de Petróleo.- La producción de petróleo crudo en la última década ha
disminuido de 96.3 MBPD en el año 2001 a 72.7 MBPD actualmente. La caída de la
producción ha sido notable en la zona de Selva, en especial en los lotes 1AB y 8 en
donde la falta de crudos livianos ha traído como consecuencia el cierre de campos
de crudos pesados que cuentan con las mayores reservas del país.
El Plan propuesto busca revertir esta tendencia, empezando por incrementar las
reservas de hidrocarburos. En los últimos años se ha incrementado el número de
contratos suscritos, llegándose a tener actualmente 87 vigentes. La respuesta
comprende (i) para el corto plazo, incentivos para la puesta en producción de las
reservas probadas y probables existentes, buscando lograr la integración vertical de
PETROPERÚ en todas las zonas del país; empezando en el Noroeste la zona con
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Pág. 44
mayor producción y con el proyecto de crudos pesados en la zona con la
declinación más pronunciada, y; (ii) en relación al largo plazo, incentivando la
exploración y desarrollo de campos de gas y de petróleo, su procesamiento y su
puesta a disposición prioritaria para el mercado interno.
Gráfico R.E.17: Producción Fiscalizada de Petróleo Crudo
(MBPD)
Fuente: Elaboración propia a partir de estadísticas del MEM.
La oferta de petróleo crudo incluidos los condensados del gas no es suficiente para
abastecer con materia prima a las refinerías durante todo el periodo de análisis.
Existe una limitación para el arribo de buques tanques de gran capacidad, ya que el
calado de los terminales no permite su entrada a los puertos, con la excepción de la
Bahía de Bayóvar. Esta bahía tiene una excelente ubicación (costa norte, cercana al
Ecuador) y es el punto terminal del Oleoducto Nor Peruano construido para el
transporte de crudo de la Selva Norte. Ante esto, se ha formulado un proyecto
denominado Hub Bayóvar, que consiste en la construcción de un muelle de carga
líquida y tanques adicionales de almacenamiento de petróleo crudo y productos
derivados.
Oferta de Combustibles Líquidos.- En el Perú existen 7 refinerías cuya capacidad y
complejidad no es suficiente para abastecer el mercado nacional. Los proyectos de
modernización de las Refinerías de Talara y Pampilla deben materializarse el año
2016. Incluyen la ampliación, modernización y modificación de una parte de las
instalaciones, y la inclusión de nuevas unidades de procesos con el fin de responder
a la demanda creciente y cumplir con las exigencias medio ambientales, en
particular la reducción del contenido de azufre en el diesel y las gasolinas.
Frente a la creciente demanda, conviene recordar la situación de los terminales y
plantas de ventas cuyos contratos de concesión vencen en el año 2013. Existe un
déficit de capacidad de almacenamiento y mejoras técnicas por efectuar. Así el GLP
y lo demás derivados se transportan por camiones y los terminales marítimos que
fueron diseñados para buques tanques de hace 20 años no han sido adaptados a
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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las características de los actuales buques de cabotaje, con un mayor calado,
dimensiones y tonelaje. Estas limitaciones hacen ineficiente la logística nacional,
encareciéndola y dejándola rezagada con respecto a las prácticas internacionales.
Oferta de Líquidos de Gas Natural.- Los LGN cuentan por más de la mitad de la
producción de hidrocarburos líquidos y conforme se desarrollen los proyectos de
gas su producción deberá aumentar. Actualmente tenemos una producción
aproximada de 85 MBPD y se estima que para entre los años 2020 y 2025 se tendrá
una producción de 200 MBPD, esto incluye los líquidos a ser transportados por TGP
y el Gasoducto del Sur, incluyendo el volumen de etano para la petroquímica.
Oferta de Biocombustibles.- El Diesel B5, que actualmente obliga la norma, está
formulado con un 95% de diesel producido en las refinerías y 5% de B100.
Inicialmente esta formulación era para un Diesel B2 con 2% de B100. El etanol
actualmente se mezcla en una proporción del 7.8% con la gasolina de las refinerías
para la producción del gasohol comercializado el cual es de diferentes octanajes.
Mientras que la demanda de etanol es abastecida por la planta que opera Caña
Brava y en el corto plazo se espera la puesta en producción de la planta de Maple,
que podría llegar a generar excedentes exportables; en el caso del biodiesel (B100)
se tienen operando 3 plantas: Palma del Espino, Heaven Petroleum y PureBio
Fuels, las cuales no logran operar al 100% de su capacidad debiendo importarse
bio-diesel de Argentina producido de manera más competitiva con soja.
Acciones y Programas
A modo de síntesis se presentan los factores clave que plantean varios desafíos
institucionales y de organización del sub sector hidrocarburos líquidos, en pos de
alcanzar los objetivos de política energética. A su lado se presentan las acciones y
programas que forman parte del Plan de hidrocarburos.
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Pág. 46
Cuadro R.E.10: Factores Clave y Acciones
Factores Claves
1. Sostenimiento de la actividad
de Exploración y Producción de
Hidrocarburos (E&P) en el Largo
Plazo.
Acción
Desarrollar el marco reglamentario para las operaciones
en Nor oeste, off shore, selva y reforzar la capacidad del
sistema nacional de evaluación y supervisión medio
ambiental.
Reglamentar la Ley de la Consulta Previa para las
actividades en territorios de pueblos indígenas.
Adecuar la Ley del Canon de manera que los recursos se
distribuyan eficientemente, incluyendo a las comunidades
involucradas.
2.- Desarrollar y adecuar la
infraestructura de transporte y de Adecuar la política de precios y tarifas que generen
logística para la comercialización
incentivos para la ejecución y operación de estos
de los volúmenes de GLP e
proyectos, incluyendo obligaciones de inversión que
Hidrocarburos líquidos que
permitan afrontar los incrementos de la demanda.
demandará el mercado interno.
3. Ajustar la política de libertad
de precios de los derivados de
manera de preservar las
condiciones de competencia a lo
largo de la cadena.
Seguir con cuidado las variaciones estructurales en las
diferentes etapas de la producción, transporte y
comercialización a manera de promover normas que
preserven
la
competencia,
evitando
subsidios
indiscriminados.
4. Adecuar la calidad de los
productos derivados a los
nuevos estándares
internacionales.
5. Reformular el Rol del Estado
agregando a las funciones de
promoción y regulación,
actividades empresariales que
agreguen valor y faciliten la
ejecución de proyectos
complejos.
Dar cumplimiento al marco legal vigente en términos de
reducción del contenido de azufre en los combustibles y
desarrollar nuevas exigencias conforme con las nuevas
tecnologías y estándares internacionales.
Desarrollar un plan empresarial de largo plazo, con una
visión de estratégica que maximice el aporte de la
empresa en función de las exigencias del país,
complementando la participación de inversionistas
privados.
Reestructurar organizacionalmente PETROPERÚ a fin
de que pueda tener las herramientas de gestión
adecuadas para afrontar estos nuevos proyectos.
Promover la cotización de un porcentaje de la empresa
en bolsa a fin de impulsar un manejo corporativo de la
empresa más eficiente, así como de atraer nuevos
capitales que permitan afrontar las nuevas inversiones.
Fuente: Elaboración propia.
Resultados Esperados
Los niveles de inversión en exploración previstos para alcanzar los objetivos de
producción de la NUMES nos llevan a considerar la siguiente evolución de las
reservas probadas de petróleo crudo.
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Gráfico R.E.18: Reservas Probadas – Futuro Optimista
WTI Base (Miles de Barriles)
Fuente: Elaboración propia.
La producción de petróleo crudo que se espera corresponde también al futuro
calificado de optimista, en el cual se logra revertir la tendencia a la declinación
observada en los últimos años.
Gráfico R.E.19: Producción Total de Crudo (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
Por otro lado en relación a la demanda de combustibles esta va a continuar
aumentado, probablemente a un ritmo menor que la tasa de crecimiento de la
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Pág. 48
demanda global de energía, gracias sobre todo a la mayor contribución del gas y en
la medida que se implementen los programas de eficiencia energética sobretodo en
el sector transporte.
Gráfico R.E.20: Evolución de la Demanda de Combustibles Líquidos (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
La continuación del crecimiento del mercado implica asegurar una oferta de
hidrocarburos líquidos – adicionando productos refinados, líquidos del gas natural y
biocombustibles - equivalente a 361 MBPD; es decir 38% mayor a la oferta actual.
Gráfico R.E.21: Producción Total de Derivados (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
Aun si se tiene éxito limitado con las inversiones de exploración como ha sido la
experiencia de las últimas décadas y solo se cuenta con la contribución del proyecto
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Pág. 49
de producción de petróleo crudo pesado, el aumento de la oferta de condensados
resultante del aumento de la producción de gas debe permitir mantener durante la
próxima década una situación de superávit en la balanza comercial.
Gráfico R.E.22: Balanza Comercial Caso Optimista (Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia. Modelo Balance consolidado y Precios.
Conclusiones
La continuación del crecimiento implica asegurar una oferta de hidrocarburos
líquidos equivalente a 361 MBPD; es decir 38% mayor a la oferta actual. La
demanda crecerá aún de manera significativa en GLP (61 MBPD) y en productos
blancos (suma de gasolina, kero-turbo y Diesel 178 MBPD). Al respecto, el diesel
continuará siendo el producto crítico, determinante en la planificación de la
producción de las refinerías. Por su lado, la demanda de gasolinas seguirá siendo
influenciada por los programas de masificación del GNV.
La modernización de las refinerías contribuirá en la segunda parte de esta década,
junto con el aumento de la producción de LGN y de biocombustibles, a cubrir casi en
su totalidad esta demanda. En particular, la oferta de GLP va a seguir proviniendo
en su gran mayoría de los LGN, a pesar de las ampliaciones y modernización de las
refinerías nacionales. Solo la Nafta o Gasolina natural se comercializará en su
totalidad fuera del país, teniendo su principal uso como carga a la industria
petroquímica.
El desarrollo de crudos pesados es un proyecto clave para contrarrestar la
declinación de la producción nacional de petróleo. Los crudos pesados son casi la
mitad de las reservas probadas de petróleo del país y de contarse con las políticas
de inversión adecuadas permitirían pasar de 73 MBPD de petróleo a una producción
(futuro optimista) de 119 MBPD al año 2020.
Las inversiones para ejecutar el Plan de Hidrocarburos Líquidos totalizan US$
25,189 millones en valores corrientes (aprox. 11,474 en valor presente). En las
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Pág. 50
actividades upstream se requieren inversiones de aproximadamente US$ 17,000
millones y en las actividades downstream se requieren inversiones de
aproximadamente US$ 8,000 millones.
La contribución a los ingresos del Estado de las operaciones de exploración –
producción de petróleo crudo (regalías) se estima en el escenario base en US$
13,482 millones del 2010 al 2040. A ello hay que sumar las regalías provenientes de
la producción de Líquidos del Gas Natural que alcanzan la suma de US$ 43,834
millones por el mismo periodo 2010 - 2040.
En el más largo plazo, del 2020 en adelante, la política energética va a estar
influenciada por factores internos como la continuación del crecimiento de nuestra
economía como por factores externos ligados al impacto del cambio climático y las
medidas que internacionalmente se adopten para contrarrestarlo.
Las medidas más importantes para hacer frente a los retos energéticos en el largo
plazo tendrán que venir de un mejor manejo de la demanda. Esto es reducir el
consumo de combustibles en el sector transporte urbano con proyectos de
transporte masivo de pasajeros y en general en todos los sectores industriales
exigiendo medidas de conservación que sólo son posibles con políticas de precios
realistas.
Del lado de la oferta, en el upstream hay que velar por un mejor manejo de los
impactos socioambientales y en la aplicación de un marco fiscal contractual flexible
adaptado a la naturaleza y costos de las diferentes cuencas.
Respecto a la oferta de las refinerías los resultados obtenidos muestran que el
crecimiento de la demanda tendrá después del 2030 que satisfacerse con
importaciones, en particular de diesel. De acuerdo con los resultados de los
modelos de proyección de la oferta no solo no estaremos contando con una
producción propia de crudo suficiente si no que para entonces será muy difícil
justificar la instalación de una nueva refinería dado que la tendencia mundial de
consumo es declinante e inevitablemente traerá consigo un exceso de capacidad de
refinación y una deterioración de los márgenes. Las inversiones en refinerías en casi
todos los países dadas las restricciones ambientales solo comprenden adiciones en
plantas existentes de unidades de conversión que permiten maximizar la producción
de derivados con mayor valor agregado.
6.3.
Plan de Gas Natural
Aspectos Relevantes
Importancia del gas en la matriz energética. El uso del gas ha tenido un aumento
sustancial en el período 2002 - 2010. Su participación en la matriz energética pasó
de 7% en 2002 al 17% en 2010. La demanda doméstica se multiplica por 10 en el
periodo 2003-2010. Y el gas de Camisea abastece el 84% de la demanda total del
país.
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Pág. 51
Los sectores de generación térmica e industrias son los principales consumidores y
el consumo de GNV ha mostrado un rápido crecimiento y consolidación en la región
de Lima y Callao. Se prevé que siga creciendo, pero deberá ir desarrollándose en
centros de tamaño menor al de Lima y explotar las posibilidades de interconexión
entre centros, cuando llegue el gas a otras regiones. Los sectores de menores
consumos (residenciales-comerciales) si bien han tenido tasas de crecimiento
importantes, se concentran en el área de Lima y Callao, y lograr una mayor
cobertura aún muestra las dificultades que enfrenta el sector para captar los clientes
potenciales. La petroquímica es un sector de gran potencialidad, con proyectos
ubicados en la región de Pisco/Ica y Sur, pero aún en estudios preliminares para su
ejecución.
Cuadro R.E.11: Demanda Doméstica de Gas Natural (2003-2010) – MMPCD
Sector
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Var (%) a.a.
2005-2010
Generación Eléctrica
Industrial
GNV
Residencial-Comercial
40.0 68.3 118.0 121.6 183.0 230.4 235.7 287.1
2.4 5.5 17.6 37.5 55.6 67.2 60.1 100.6
0.0 0.0 0.01 0.8 5.4 15.2 25.7 34.4
0.0 0.0 0.11 0.8 1.6 2.9 4.2 4.4
119%
142%
549%
208%
Total
42.4 73.8 135.8 160.7 245.7 315.8 325.7 426.5
126%
Fuente: Elaboración propia en base a los Balances Energéticos.
Interfaz Gas y Electricidad. Desde la llegada del gas de Camisea se produce una
estrecha vinculación entre los sectores gas y electricidad. La infraestructura del
sector generación de electricidad ha crecido con las centrales térmicas a gas en la
zona Central (2010, Capacidad Térmicas con Gas Camisea concentran 36,3% de la
capacidad efectiva SEIN).
Potencialidad de las Reservas. La disponibilidad de los recursos de gas está
concentrada en la región de la selva en Camisea. Las reservas probadas y
probables suman 21.7 TCF y hay otros 18 TCF de reservas posibles. Existe una alta
potencialidad de desarrollo de 34 TCF de recursos a reservas.
Oferta para el Abastecimiento del Mercado de Gas. Se observa un rápido
crecimiento de la producción para abastecer el aumento de la demanda doméstica y
de exportación. Para el abastecimiento de la demanda de gas proyectada en el
período 2011-2040 será necesario incorporar una oferta adicional de gas al mercado
con el desarrollo de la producción de nuevos pozos, sumado a la reposición de
reservas durante todo el período. La demanda acumulada de gas proyectada para el
período es de 20.1 TCF, un valor casi igual al stock de reservas probadas y
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probables, por lo que será necesario ir reponiendo en forma continua reservas y
desarrollando nuevos pozos de producción.
El Sistema de transporte de gas. Actualmente el sistema de transporte es único y
centralizado hasta el mercado de Lima y Callo. Las capacidad actual asignada al
mercado doméstico es de 530 MMPCD en Humay, con una capacidad de entrega
en Selva 1070 MMPCD que incluye la capacidad asignada al mercado de
exportación. Para alcanzar los objetivos de regionalización y descentralización son
necesarias importantes ampliaciones y extensiones de la infraestructura existente.
Gráfico R.E.23: Proyectos de Ampliación y Nuevos Sistemas de Transporte de
Gas Natural
Fuente: MEM.
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Acciones y Programas
A continuación se listan las acciones y programas para abordar los factores clave
identificados en el Diagnóstico.
Cuadro R.E.12: Factores Clave y Acciones
Factores Clave
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
1. Planificación
integral entre
subsectores de la
energía de gas y
de electricidad
Plan integral y
coordinado de los
sectores de gas y de
electricidad
2. Sostenimiento
de Largo Plazo de
Programas
la actividad de
exploratorios de
Exploración y
hidrocarburos
Producción de gas
(E&P)
Acción
Coordinar e implementar un Plan nacional de
infraestructura de manera integral, incluyendo
líneas de transmisión de electricidad y
gasoductos troncales.
Implementar Programas exploratorios con
evaluaciones quinquenales.
Continuar con la política de libre disponibilidad
y precios libremente negociados.
Implementar un Plan de monitoreo permanente
para no descuidar el abastecimiento del
mercado doméstico.
Concluir la construcción del Gasoducto Ica.
Desarrollar los gasoductos Norte y Sur dentro
de la política de planificación del transporte
Ampliar el Gasoducto existente de Camisea
hacia Lima particularmente para las mayores
ampliaciones de demanda de capacidad de los
gasoductos Norte e Ica, y en menor medida
para la demanda incremental de Lima y Callao.
A Largo Plazo vincular los Sistemas de
Camisea con Aguaytía y Noroeste, así como
desarrollar anillos en el Sur y el Centro-Norte a
fin de consolidar un abastecimiento seguro y
confiable del gas.
Complementar el esquema de tarifa única con
otros mecanismos financieros para sustentar el
negocio de Transporte.
Profundizar el desarrollo el desarrollo de los
Gasoductos Virtuales hasta la puesta en
operación de los Gasoductos Norte y Sur y las
redes de distribución.
Concesionar los Sistemas de Distribución en
aquellas áreas/regiones a ser abastecidas por
los Gasoductos Norte y Sur (en coordinación
con Gobiernos Regionales).
Diseñar para los nuevos Sistemas de
Distribución Esquemas de Estructura Tarifaria
a favor de pequeños consumidores, con
principios similares a la aplicada en la
Concesión de Lima y Callao.
3. Desarrollo de
nuevos mercados
alejados de los
centros de
producción y
requerimientos de
infraestructura de
magnitud de
transporte de gas
con grandes
inversiones
asociadas
Plan del Sistema
Nacional de
Transporte
descentralizado
4. Acceso a la
energía con mayor
cobertura de gas
Plan Nacional de
en el sector
Acceso al Gas
residencial y en el
transporte
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Factores Clave
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Acción
5. Desarrollo
sustentable de la
industria
petroquímica
Programas de
Desarrollo de las
industrias
Petroquímicas del
Metano y Etano
Disponer la ubicación de plantas de
generación térmicas duales para el desarrollo
y sustentabilidad de los nuevos mercados de
distribución del Norte y Sur.
Establecer mecanismos de financiamiento de
costos de instalación interna y conversión a los
Usuarios de las Redes de Distribución. Permitir
al Concesionario incorporar la recuperación de
dichos costos en la tarifa mediante
mecanismos de financiación con tasas bajas, a
través de créditos blandos de entidades
financieras multilaterales.
Profundizar la política del uso del GNV en el
Transporte Público replicando en otros
proyectos de transporte masivo el Proyecto
Metropolitano de Buses a GNV en Lima.
Promocionar el desarrollo de la oferta de
estaciones de carga de GNV en ciudades y
corredores entre ciudades fuera de Lima a lo
largo de los nuevos gasoductos.
Desarrollar el Gasoducto y Poliducto de LGN
al Sur considerando la demanda de capacidad
de transporte de gas y de etano requerida para
el desarrollo de plantas de Urea, Amoníaco y
Etileno/Polietilenos.
Finalizar la reglamentación de la Ley para el
desarrollo de la industria petroquímica del
Etano incluyendo la seguridad de suministro
mediante negociación entre las partes.
Fuente: Elaboración propia.
Resultados Esperados
Demanda proyectada. Se prevé su desconcentración en todo el período 2011-40:
zona Centro Costa que actualmente concentra el 92% pasa a representar el 59%
hacia finales del período. El consumo de la región sur representaría el 26% del total
país. La demanda doméstica crece al 6% (superando el crecimiento del 4,4% del
PIB), por el efecto sustitución de combustibles líquidos por gas, en los nuevos
mercados abastecidos (Sur y Norte). La demanda de gas para generación eléctrica
es la de mayor impacto en el total, representando casi la mitad del consumo
nacional al 2040. En el sector industrial, sobresale la presencia de la petroquímica.
Las tasas de crecimiento de los pequeños consumos y GNV superan el promedio
(8.9% y 5.3%)
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Cuadro R.E.13: Proyección Demanda GN por Sector Consumidor
Demanda Doméstica
2010
Partic.
MMPCD
%
Partic. % Var (%)
2011
2012
2013
2014
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2010/40
Residencial - Comercial
4.4
0.6%
5.0
6.7
7.8
9.3
11.2
33.2
43.7
49.3
53.6
57.7
2.4%
8.9%
GNV
34.4
4.9%
43.3
48.7
54.3
59.9
67.2
93.5
105.2
120.4
139.3
161.1
6.6%
5.3%
100.6 14.4%
105.9
123.9
129.9
135.7
141.3
278.9
388.3
465.9
540.1
626.1
25.8%
6.3%
-
-
-
170.0
170.0
381.9
381.9
381.9
381.9
381.9
15.7%
422.1
682.5
840.2
Industrial
Petroquímico
-
0.0%
Generadores Eléctricos
287.1 41.2%
367.1
447.2
426.0
432.5
399.1
885.0 1,201.0
49.5%
4.9%
TOTAL
426.5 61.2%
521.4
626.5
618.0
807.5
788.8 1,209.5 1,601.5 1,857.7 1,999.9 2,427.7
100.0%
6.0%
270.3 38.8%
620.0
620.0
620.0
620.0
620.0
Demanda Exportación
LNG
TOTAL DEMANDA
696.8
620.0
620.0
-
-
-
0.0%
1,141.4 1,246.5 1,238.0 1,427.5 1,408.8 1,829.5 2,221.5 1,857.7 1,999.9 2,427.7
4.2%
Fuente: Elaboración propia.
Balance de gas. La producción de gas húmedo, rico en LGN, se multiplica por 2.2
en todo el periodo (1,727 MMPCD en 2010 y 3,757 MMPCD al final del periodo en
2040). La producción de LGN pasa de 433 MMPCD a 855 MMPCD en 2040. El
porcentaje promedio que representan los LGN en el total del gas húmedo producido
es de 23.8%. En promedio de reinyección es el 17% del gas húmedo producido en
pozo. La participación del gas disponible en los citygates aumenta de 48.8% en
2010 y llega a 61.1% en 2040.
Gráfico R.E.24: Balance de Gas 2010-2040 (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
Programa de Exploración. Se prevé la aplicación de 6 programas exploratorios
quinquenales (2011-2040). En un rango de éxito entre 50%-67% de descubrimiento
de gas se proyectan reponer un total de 18-24 TCF de reservas en el periodo. El
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stock de reservas al final del periodo se ubica en el rango de 14-17.7 TCF La
relación R/P al final del periodo se estima entre 15 y 17 años, con proyección base u
optimista de producción
Cuadro R.E.14: Programa Exploratorio de Gas en Camisea
Períodos Quinquenales
2011-15 2016-20 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040
Proyección Reposición Reservas @50% éxito (TCF)
Proyección Reposición Reservas @67% éxito
Requerimientos Inversión (Millones de US$)
Stock Reservas P1+P2 - final período quinquenal (TCF)2,010
Con Nivel Producción Base
21.7
Con Nivel Producción Optimista
Relación R/P - final período quinquenal (en años)
Con Nivel Producción Base
Con Nivel Producción Optimista
50
3.0
4.0
3.0
4.0
3.0
4.0
3.0
4.0
3.0
4.0
3.0
4.0
1,382
2,073
2,073
2,073
2,073
2,073
21.9
22.9
20.9
22.3
19.3
21.4
17.5
20.2
15.8
18.9
14.0
17.7
36
37
26
23
20
22
18
19
18
18
15
17
Total
18.0
24.0
2,946 VA
Fuente: Elaboración propia. Modelo Oferta Gas.
Proyección de la producción de gas. Se proyectan tres casos de disponibilidad del
gas a la salida de la planta de Malvinas, en función a la aplicación del plan
exploratorio y al éxito del mismo. Se observa que sin exploración, área roja del
gráfico, el nivel de producción llega a 1600 MMPCD y a partir de 2029 declina en
forma natural. El plan exploratorio en marcha (2010-2014) permite aumentar la
oferta de gas al mercado, alcanzado un valor de 2200 MMPCD. En función al plan
exploratorio aplicado en el periodo 2015-2040 es posible incorporar nuevo gas al
mercado, lo que se ve reflejado en las áreas azul (caso base) y celeste (caso
optimista).
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Gráfico R.E.25: Evolución de la Oferta Incremental en Función a Plan
Exploratorio (MMPCD)
Fuente: Elaboración propia.
Sistema de transporte proyectado. El Plan de Transporte prevé que el crecimiento
de la infraestructura se realizará a partir de la expansión del sistema actual de TGP
para abastecer principalmente la demanda de los nuevos ductos regionales que se
interconectarán con el sistema de TGP, y un nuevo gasoducto que parte
directamente de Camisea hacia el Sur del país. El incremento de la capacidad de
transporte alcanza 1,520 MMPCD.
Cuadro R.E.15: Plan Nacional de Transporte –Resumen de Requerimientos
Físicos y Monetarios
Subsistema
II.1
I.1.1
I.1.2
I.2
II -
TGP aguas arriba
TGP Centro
Subsistema Lima
Subsistema Ica
Norte
Sur
Recorrido
Camisea-Ayacucho
Ayacucho - Humay
Humay - Lima
Humay -Marcona
Ayacucho - Trujillo
Camisea - Ilo
Total Capacidad incremental en punto inyección (I+II)
Distancia
(Km)
278
243
211
258
1000
1076
Incremento
Capacidad
(MMPCD)
Inversión
(Millones
de US$
970
620
270
350
350
550
353
204
68
204
648
996
1,520
Total CAPEX Proyectos de Transporte de Gas
Total OPEX Proyectos de Transporte de Gas
2,473
651
Fuente: Elaboración propia. Modelo transporte de gas.
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Plan Nacional de Acceso al Gas. El plan de cobertura comprende la conexión de un
19% de las viviendas en las ciudades de las regiones en donde llegue el Gas de
Camisea. En total se prevé captar 1.8 millones de usuarios residenciales y
comerciales. En relación al GNV, se prevé alcanzar un total de 10.5% del parque de
automóviles al 2040, con un stock de 387,870 vehículos a GNV.
Costos del Plan Gas. Se prevé un total de costos de inversión y de operación y de
mantenimiento de US$ 9,508.3 millones, expresado en valor presente al 2010. En el
caso del GNV, se prevé que las conversiones de los vehículos y el proyecto
Metropolitano de Buses a GNV, sumen un costo de inversión de US$ 713.5
millones. Por último, en el desarrollo de los polos petroquímicos en Ica y Sur se
prevé que se insumirá un total de US$ 6,000 millones. El costo total del Plan de gas
es de US 16,000 MM. Para remarcar: el monto de las inversiones en el total de
costos representan el 85%. Y en valores corrientes las inversiones del Plan Gas
totalizan US$ 27,784 millones.
Cuadro R.E.16: CAPEX+OPEX del Plan Gas
Actividad
Millones de US$
2011-2040
Partic (%)
1. Industria del Gas
Exploración
2,945.6
31%
Producción
2,856.0
30%
Transporte
3,124.4
33%
582.2
6%
9,508.3
100%
Distribución
Subtotal Industria del gas
2. Otras industrias
GNV
Petroquímica
Total (1+2)
713.5
6,000.0
16,221.7
Fuente: Elaboración propia.
Otros aportes del gas. En concepto de regalías, el gas sumará a los ingresos del
Estado un total de US$ 2,840 millones para el período 2010-2040, en valor
presente. Por otro lado, el aporte de la exportación de gas a la balanza energética
en el período 2012-2040 se proyecta en el rango anual de US$ 700-800 millones.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 59
6.4.
Plan de Eficiencia Energética
Aspectos Relevantes
Situación Actual del Tema - Aspectos Regulatorios
Los siguientes son los principales hitos de la evolución del tema eficiencia
energética en el Perú en los últimos años:
-
Ley Nº 27345 (2000), “Promoción del Uso Eficiente de la Energía”.
Reglamento de la Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía
(2007) - Decreto Supremo DS.Nº 053-2007-EM.
Plan Referencial de Uso Eficiente de Energía 2009-2018.
El Plan Referencial para el Uso Eficiente de Energía 2009-2018 fue elaborado en
2008 y se consideró como una línea de base a los efectos de la preparación del
Plan de Eficiencia Energética 2012-2040.
Decreto Supremo para creación de la Dirección General de Eficiencia Energética –
DS-026-2010-EM (Mayo 2010).
No obstante la existencia de regulaciones adecuadas para promover la eficiencia en
el uso de la energía, no se ha logrado aún un avance suficientemente satisfactorio.
Del diagnóstico se desprende los desafíos o factores claves para introducir con éxito
los programas de eficiencia energética.
Acciones y Programas
Proyectos Considerados Prioritarios para el Logro de los Objetivos y Metas
del Plan de Eficiencia Energética de la NUMES
Se establece un orden de importancia de programas o intervenciones de eficiencia
energética según sea la magnitud relativa del consumo, el sector donde se produce,
la disponibilidad (déficit o superávit del energético), su impacto socioambiental y
económico, etc.
Los proyectos prioritarios del Plan de Eficiencia Energética deben establecerse en
los siguientes sectores:
-
Sector del Transporte, con la finalidad de disminuir los consumos
diesel.
Sector Residencial, Comercial y de Servicios, para disminuir
consumo de electricidad, teniendo prioridad la reducción de
generación eléctrica de origen térmico con combustible fósil,
renovable.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
de
el
la
no
Pág. 60
-
Sector Residencial (principalmente rural y suburbano) adonde se
consume leña, y en menor proporción, bosta y yareta.
Sector del Transporte automotor privado (consumo de gasolina motor).
Sector Industrial y Minero, para disminuir consumos de electricidad.
Mismos sectores, para disminuir consumos de hidrocarburos en
general (PI, GLP y/o gas natural).
Sector Público, para disminuir consumos de energía eléctrica.
Sector agropecuario y pesquero, para disminuir consumo de diesel oil
y de petróleo industrial.
Lineamientos Generales y Programas Prioritarios del Plan de Eficiencia
Energética
El Plan de Eficiencia Energética fue elaborado a partir de los siguientes
lineamientos generales:
-
Análisis de la situación actual del consumo energético en el Perú,
utilizando el Balance Energética Nacional 2009 (último consolidado).
Plan Referencial 2009-2018, como línea de base para el Plan de
Eficiencia Energética 2012-2040.
Necesidad de reducir el consumo de insumos energéticos actualmente
considerados críticos por (ej. diesel importado).
Necesidad de reducir el consumo de ciertos energéticos por razones
sanitarias (quemado de leña en hogares).
Para la implementación de las medidas de eficiencia energética en cada uno de
los sectores citados precedentemente se recomienda realizar los siguientes
estudios de base (listado no excluyente):
-
-
-
-
Elaborar un nuevo Balance de Energía Útil (BEU), dado que lo anterior
data del año 1998 y en el interregno ha habido grandes cambios en el
consumo de energía, en especial eléctrica, por la introducción de
nuevas tecnologías.
Estudio de consumo de combustibles en el sector transportes (todos).
En realidad, se trataría de la actualización y adaptación al Plan de EE
de estudios que seguramente ya existen en el Ministerio de Transporte
y Comunicaciones, sólo que ahora se haría con una orientación más
energética.
Estudio de potencial de cogeneración de energía térmica y eléctrica en
el sector comercial (grandes usuarios) y de servicios (hospitales,
edificios públicos).
Actualización del estudio de potencial de cogeneración de energía en
el Sector Industrial.
Estudio de base para eficiencia energética en el Sector Minero.
Estudio de consumos en el Sector Agropecuario: potencial de ahorro
en el secado de granos y en el riego por bombeo de agua subterránea.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 61
-
-
-
Estudio del potencial de ahorro de combustibles del sector de
generación de energía eléctrica por vía térmica (disminución del
autoconsumo).
Estudio del potencial de ahorro de energía del sector de refinación de
petróleo y procesamiento de gas natural (disminución del
autoconsumo).
Desarrollo de Indicadores del Plan de Eficiencia Energética.
Programas Sectoriales
Programa para el Sector Residencial
Proyectos de mayor impacto en la eficiencia energética del Sector
Residencial:
-
Modernización de la iluminación del sector.
Mejora de los hábitos de consumo de energía de la población.
Sustitución de calentadores de agua eléctricos por sistemas
de calentadores de agua solares.
Sustitución de cocinas tradicionales por mejoradas.
Refrigeradores eficientes.
Disminución del consumo en “stand by”.
Formación de una cultura de uso eficiente de la energía.
Sustitución e incorporación de tecnología eficiente.
Implementación de medidas normativas y reglamentarias.
Medición de los resultados – Desarrollo de Indicadores.
Programa para el Sector Transporte: Alcance Intersectorial
-
Transporte interurbano de cargas (camiones).
Transporte interurbano de pasajeros (buses).
Transporte urbano de pasajeros (buses).
Transporte urbano de mercaderías (flotas de distribución).
Transporte privado por automóvil.
Proyectos de Mayor Impacto en la Eficiencia Energética del Sector
Transporte:
-
Formación de choferes en la Conducción Racional.
Fortalecimiento de la capacidad de mantenimiento de los
vehículos.
Gerenciamiento de tráfico y congestiones.
Normalización y reglamentación.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 62
Programa para el Sector Productivo
Programas de Alcance General para el Sector Industrial y MineroMetalúrgico:
-
Programa para el Sector Pesquero
-
Gestión del combustible en flotas de pesca.
Programas para el Sector Servicios
-
Sustitución de motores convencionales por motores
de alta eficiencia.
Optimización y modernización de calderos.
Iluminación eficiente.
Cogeneración de energía.
Implementación de Sello Verde en hotelería.
Evaluación de potencial de ahorro de energía y de
instalación de cogeneración en hospitales públicos.
Evaluación del potencial de ahorro energético en
sistemas de bombeo de agua potable.
Programas Alumbrado Público
-
Programa de recambio de luminarias estándar por las
de alta eficiencia.
Programas de gestión del alumbrado público.
Edificios Públicos gubernamentales, escuelas,
organismos de seguridad.
Programa de recambio de lámparas convencionales
por las de bajo consumo.
Optimización de sistemas de acondicionamiento de
aire.
Programas de capacitación al personal de
mantenimiento y operadores de calderos.
Resultados Esperados del Plan de Eficiencia Energética
Potencial de Ahorro de Energía
El objetivo del PLAN DE EFICIENCIA ENERGÉTICA es reducir el consumo en un
15% hasta el año 2040 en relación a la demanda base proyectada hasta ese año,
sin afectar la producción o servicios de los diversos sectores económicos ni la
calidad de vida en el sector residencial.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 63
Cuadro R.E.17: Resumen de la Reducción Esperada de la Demanda Total de
Energía con Programas de Eficiencia Energética (2012-2040)
SECTORES /AÑO
1. Reducciones con programas de
eficiencia (Miles de TJ)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Sector Residencial
3.0
6.1
10.2
16.1
21.7
22.4
22.4
22.5
22.6
22.7
22.7
22.8
22.9
23.0
23.1
Sector Productivo y Servicios
3.8
7.7
11.6
16.5
17.8
17.8
17.8
17.8
17.8
18.1
18.3
18.6
18.8
19.1
19.1
0.09
0.17
0.21
0.24
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
Sector Transporte
1.2
2.7
4.1
6.0
8.0
10.4
13.2
16.4
20.0
23.8
24.2
26.2
28.3
30.5
32.7
Otros planes diversos por sectores
0.4
0.8
1.3
1.9
4.8
5.1
5.4
5.7
6.1
16.2
16.4
17.0
17.6
18.2
37.6
Total
8.5
17.4
27.5
40.7
52.6
56.0
59.1
62.7
66.8
81.0
81.9
84.8
87.9
91.0
112.8
896
1,838
2,858
4,125
5,336
5,614
5,818
6,052
6,301
7,499
7,624
7,810
8,004
8,208
10,047
141
304
447
635
794
900
1,002
1,115
1,246
1,581
1,715
1,839
1,971
2,112
2,709
13
22
31
40
47
48
48
48
48
59
60
60
61
62
74
140
149
181
251
214
154
227
357
499
759
926
1102
1292
1501
2043
$14
$177
$297
$423
$627
$794
$822
$806
$795
$881
$849
$797
$740
$673
$739
Sector Comercial y Público
2. Reducción emisiones
(Miles de TM CO2/año)
3. Ahorros económicos anuales
(Millones de US$)
4. Ingresos por certificados carbono
(Millones de US$)
5. Inversiones requeridas
(Millones de US$)
6. Ahorro neto anual
(Millones de US$)
VALOR NETO ACTUAL DE INVERSIONES
(Millones de US$):
VAN DEL PROGRAMA DE EFICIENCIA
ENERGÉTICA (Millones de US$):
SECTORES /AÑO
1. Reducciones con programas de
eficiencia (Miles de TJ)
$4,729
$7,483
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
TOTAL
Sector Residencial
23.2
23.3
23.4
23.6
23.7
23.8
23.9
24.1
24.2
24.4
24.6
24.7
24.9
25.1
621
Sector Productivo y Servicios
19.1
19.1
19.1
19.1
19.3
19.6
19.8
20.1
20.3
20.3
20.3
20.3
20.3
20.3
518
Sector Comercial y Público
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
7.7
Sector Transporte
35.3
37.9
40.8
43.8
46.6
50.6
54.8
59.1
63.1
67.2
70.3
74.3
77.9
81.4
1051
Otros planes diversos por sectores
38.9
40.3
41.8
43.4
62.9
66.0
69.2
72.5
75.6
101.0
104.0
107.7
111.1
114.4
1203
116.8
120.8
125.4
130.1
152.9
160.3
168.1
176.1
183.5
213.3
219.5
227.4
234.5
241.6
3401
10,257
10,479
10,715
10,964
12,764
13,231
13,718
14,226
14,755
17,036
17,454
17,890
18,345
18,820
0
2,894
3,093
3,306
3,533
4,254
4,627
5,018
5,429
5,819
6,951
7,277
7,667
8,023
74
74
74
74
85
86
87
88
89
99
99
99
99
1864
2110
2373
1331
1677
1939
2216
2507
33
7
7
7
7
Total
2. Reducción emisiones
(Miles de TM CO2/año)
3. Ahorros económicos anuales
(Millones de US$)
4. Ingresos por certificados carbono
(Millones de US$)
5. Inversiones requeridas
(Millones de US$)
6. Ahorro neto anual
(Millones de US$)
8,394 94,797
99
1948
7 25,882
$1,104 $1,058 $1,007 $2,276 $2,662 $2,773 $2,890 $3,011 $5,875 $7,044 $7,369 $7,759 $8,115 $8,487 $70,864
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 64
Cuadro R.E.18: Resumen de Reducción Esperada de la Demanda Eléctrica por
Sectores (MW)
SECTORES
1. RESIDENCIAL
Iluminación eficiente
Termas eléctricas
Mejora de hábitos de consumo
2. PRODUCTIVO Y SERVICIOS
Sustitución motores
Cogeneración
Iluminación eficiente
3. PUBLICO
Iluminación eficiente
TOTAL
SECTORES
1. RESIDENCIAL
Iluminación eficiente
Termas eléctricas
Mejora de hábitos de consumo
2. PRODUCTIVO Y SERVICIOS
Sustitución motores
Cogeneración
Iluminación eficiente
3. PUBLICO
Iluminación eficiente
TOTAL
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
55
15
18
110
30
38
165
45
40
220
60
42
220
75
44
220
90
46
220
30
48
220
30
51
220
30
53
220
30
56
220
30
59
220
30
62
220
30
65
220
30
68
220
30
71
20
20
27
40
40
70
60
80
95
81
160
95
101
196
95
101
196
95
101
196
95
101
196
95
101
196
95
121
196
95
141
196
95
161
196
95
181
196
95
201
196
95
201
196
95
8
163
16
344
21
506
26
683
31
762
31
779
31
721
31
724
31
726
31
749
31
772
31
795
31
818
31
842
31
845
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
220
30
75
220
30
79
220
30
82
220
30
87
220
30
91
220
30
95
220
30
100
220
30
105
220
30
110
220
30
116
220
30
122
220
30
128
220
30
134
220
30
141
201
196
95
201
196
95
201
196
95
201
196
95
222
196
95
242
196
95
262
196
95
282
196
95
302
196
95
302
196
95
302
196
95
302
196
95
302
196
95
302
196
95
31
849
31
852
31
856
31
860
31
885
31
909
31
934
31
960
31
985
31
990
31
31
31
31
996 1,002 1,009 1,015
Fuente: Elaboración propia.
Cuadro R.E.19: Reducción Esperada de Emisiones de Gases de Efecto
Invernadero (GEI)
SECTORES /AÑO
TOTAL EMISIONES GEI - PERÚ (X1000 TM
CO2/año)
Reducción emisiones (X1000 TM
CO2/año)
PORCENTAJE REDUCCION POR EE
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
155,883 159,837 163,790 167,743 171,696 175,649 179,602 183,555 187,508 191,890 196,273 200,655 205,037 209,420 213,802
SECTORES /AÑO
TOTAL EMISIONES GEI - PERÚ (X1000 TM
CO2/año)
Reducción emisiones (X1000 TM
CO2/año)
PORCENTAJE REDUCCION POR EE
896
1,838
2,858
4,125
5,336
5,614
5,818
6,052
6,301
7,499
7,624
7,810
8,004
8,208
10,047
0.6%
1.2%
1.7%
2.5%
3.1%
3.2%
3.2%
3.3%
3.4%
3.9%
3.9%
3.9%
3.9%
3.9%
4.7%
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
218,185 222,567 226,950 231,332 235,714 240,097 244,479 248,862 253,244 257,626 262,009 266,391 270,774 275,156
10,257
10,479
10,715
10,964
12,764
13,231
13,718
14,226
14,755
17,036
17,454
17,890
18,345
18,820
4.7%
4.7%
4.7%
4.7%
5.4%
5.5%
5.6%
5.7%
5.8%
6.6%
6.7%
6.7%
6.8%
6.8%
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 65
6.5.
Plan de Energías Renovables
Aspectos Relevantes
Marco Normativo: “Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de
Electricidad con Energías Renovables” (Ley Nº 1002) y su correspondiente
Reglamento a través del Decreto Supremo Nº 050-2008-EM de octubre de 2008.
–
A través de subastas de energía a ser cubierta con RER, se le garantiza al
inversionista adjudicatario un precio firme (ofertado en la subasta) por la
energía que inyecta al sistema. Existen también incentivos tributarios, como el
beneficio de la depreciación acelerada, hasta de 20% anual.
–
Se fija Porcentaje objetivo del 5% del consumo nacional de energía eléctrica, a
ser cubierto con generación eléctrica a base de RER, no incluyéndose a las
centrales mini hidroeléctricas.
A la fecha en el marco de la Ley de Promoción a la Inversión para la generación de
Electricidad con el uso de Energías Renovables (Decreto Legislativo N° 1002) y su
Reglamento (Decreto Supremo N° 012-2011), se han re alizado 2 subastas RER,
habiéndose obtenido los siguientes resultados. Ver Cuadro R.E.20.
Cuadro R.E.20: Resumen de la Primera y Segunda Subasta RER
Tecnología
RER
Hidráulica
Eólica
Biomasa
Solar
Total
Total sin
Hidráulica
Oferta Adjudicada
Precio
Factor de
Medio
Planta
Adjudicado
Promedio
(US$/MWh)
Potencia
(MW)
Energía
(GWh)
282.7
232.0
30.9
96.0
641.6
1,856.2
986.8
169.0
215.9
3,227.9
57.8
75.6
70.4
200.9
73.5
73.4
48.6
62.8
25.9
56.8
358.9
1,371.7
94.7
43.8
Fuente: Elaboración propia.
El efecto que tendrán en los precios de generación del SEIN la energía que inyecten
los proyectos RER adjudicados al SEIN, será un incremento del 2.6%.
El Plan de Desarrollo para las RER 2012 – 2040 se visualiza como un instrumento
dinámico de política cuyo objetivo es preparar al país para que avance de manera
flexible y gradual hacia la incorporación en su matriz energética de fuentes limpias,
con el fin de reducir la vulnerabilidad del Sistema Interconectado frente a impactos
negativos del Cambio Climático y fortalecer su imagen de País Verde y de
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 66
compromiso frente al Calentamiento Global, en el contexto de las condiciones
sociales, económicas, tecnológicas, ambientales, y de política energética y de
desarrollo.
En este sentido, el Plan se concibe como un conjunto de objetivos, estrategias,
acciones y proyectos concretos, que en la medida que se vayan desarrollando
permitirán que se materialicen las condiciones que hagan viable le penetración
gradual y eficiente de las RER.
Acciones y Programas
En el Cuadro R.E.21, se presentan los planes, programas y características de los
instrumentos implícitos para promover el desarrollo de las energías renovables.
Cuadro R.E.21: Planes e Instrumentos/Acciones RER
Factores Clave
1. Planificación de
Energías
Renovables y
vinculación con
EAE.
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Plan de Energías
Renovables como
parte de NUMES
OBJETIVO y EAE
como instrumentos de
Planificación
Energética.
Programa para
perfeccionar el marco
2. Perfeccionamiento
regulatorio RER que
del Marco
permita ampliar
Regulatorio RER.
progresivamente la
participación RER
hasta alcanzar el 20%.
Acción
• Estructura de generación de energía
eléctrica con una proporción gradual de
energías renovables, hasta alcanzar una
meta al 2040 del 20% de la demanda total
de energía.
• Identificación de proyectos de generación y
desarrollo de sus estudios preliminares
incluyendo evaluaciones de impacto
ambiental.
• Formulación de cartera de proyectos
prioritarios.
• El marco regulatorio debe permitir el
incremento de la participación de las RER
en la oferta de generación en el mediano y
largo plazo hasta alcanzar un 20%.
• Tomar en cuenta las nuevas tecnologías
en el desarrollo de los sistemas eléctricos
como por ejemplo las redes inteligentes,
cogeneración, generación distribuida, etc.
• Se debe implementar líneas de crédito
blandas para promover la entrada de las
RER.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 67
Factores Clave
3. Ampliación de los
sistemas de
transmisión y
distribución.
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Acción
Programa de
expansión de la
infraestructura de
transporte de los
sistemas eléctricos.
Programa para
perfeccionar el marco
regulatorio de la
generación distribuida.
• Las ampliaciones de la capacidad de la
infraestructura de transmisión eléctrica
necesaria para integrar al SEIN la
generación RER deben ser consideradas
en el plan de transmisión.
Programa de
• Ampliación del SEIN para integrar a
integración de
sistemas aislados.
sistemas aislados al
• Desarrollo de proyectos de electrificación
SEIN.
rural que incluyan la ampliación de líneas
Programa de
de transmisión desde sistemas existentes y
electrificación rural con
proyectos de generación aislada con
RER.
energías renovables.
• Asignación de recursos para continuar con
la evaluación de los recursos de RER,
elaboración de catastros y mapas.
• Desarrollar cartera de proyectos de
5. Profundizar en el
generación de electricidad, agua caliente,
conocimiento del
climatización y calor en base a RER.
Programa de
potencial de
evaluación del
• Establecer convenios internacionales de
recursos de RER
potencial RER.
investigación y evaluación de recursos de
más promisorias y
Sistema de
RER.
facilitar el acceso a
información RER.
•
Desarrollar actividades para mejorar la
la información para
capacidad técnica a nivel nacional, regional
los interesados.
y local en tecnologías RER.
• Instalación
de
sistemas
híbridos
complementarios. La Energía solar, eólica
y mini hidráulicas.
• Valorar las externalidades producidas por
las fuentes convencionales (emisiones de
GEI, áreas inundables y otros) en los
6. Ventajas
costos de la energía para compararlos con
Programa para evaluar
socioambientales
los costos de las energías renovables.
de las fuentes RER generación eléctrica y
y valoración de las valoración de las
• Integración de proyectos energéticos en
externalidades
externalidades
regiones.
producidas por las producidas por fuentes • Programas para la obtención de bonos de
tecnologías
convencionales.
carbono.
convencionales.
• Convocatoria de diversos actores para dar
sostenibilidad al desarrollo de los
proyectos RER.
4. Alcanzar la
cobertura total del
suministro de
energía eléctrica a
toda la población.
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 68
Se requiere de un soporte institucional de alto nivel que debe ser provisto por
el MEM, para la gestión de las fuentes de financiamiento internacionales.
Para difundir el Plan, en las diferentes etapas de discusión y ajuste, se
proponen los mecanismos siguientes:
•
•
•
Difusión a través del Portal de Internet del MEM.
Difusión a través de Portales de Internet gremiales, como por ejemplo,
APER, CER-UNI, Universidades, buscando que estos gremios
establezcan hipervínculos a la página Portal de Internet del MEM.
Presentación del Plan:
A instituciones del Estado las cuales serían seleccionadas por el
MEM, a través de la DGEE.
En foros y congresos de índole educativo, investigativo, gremial
(sector energía y ambiental).
Los comentarios y observaciones deberían ser discutidos, valorados e incorporados
en el Plan para llegar así a un plan ajustado.
Continuar con la incorporación de las inversiones en RER en el esquema
tarifario.
Estudiar el impacto social de una política proactiva en RER.
Elaborar estrategias para introducir mecanismos simplificados para incluir a
las RER en las negociaciones de los mercados de carbono.
Resultados Esperados del Plan
Capacidad de Generación de las Energías Renovables hacia el Año 2040
La capacidad de generación RER, a ser instalado en el SEIN al año 2040 se
estima en 4,321 MW, que representa el 17.3% respecto a la potencia total
instalada en dicho año (Ver Cuadro R.E.22). Ello representa un gran desafío
para avanzar con un marco regulatorio y de política fiscal que permita
aprovechar al máximo la disponibilidad física de las fuentes de RER
existentes en el país.
Cuadro R.E.22: Potencia Instalable con RER en el SEIN al 2040 (MW)
Tecnologías
Mini-Hidro
Eólicos
Solares
Geotérmicas
Biomasa
Total
Nueva Capacidad - MW Porcentaje
Total
%
496
1,342
360
1,500
623
4,321
11.5%
31.1%
8.3%
34.7%
14.4%
100%
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 69
El ingreso de los proyectos RER al SEIN para el periodo de análisis 20122040, será progresivo como se indica en el Gráfico R.E.26.
Gráfico R.E.26: Potencia Instalable RER en Futuros Evaluados (MW)
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
Futuro 1
Futuro 2
2040
2039
2038
2037
2036
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
-
Futuro 3
Fuente: Elaboración propia.
Inversiones
El monto de las inversiones requeridas para alcanzar la potencia instalable al
año 2040, mediante la implementación de centrales RER se estima en US$
8,757 millones. Ver Cuadro R.E.23.
Cuadro R.E.23: Inversiones Requeridas en Centrales - Total SEIN y RER al
2011-2040
Tecnología
Hidroeléctricos
Térmicos
Eólicos
Solares
Geotérmica
Biomasa
Total
Total RER
Montos de Inversión –
Millones de US$
10,187
5,584
3,159
1,072
3,090
1,436
24,528
8,757
Fuente: Elaboración propia.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 70
Proyectos con Energías Renovables en la Zona Rural
La Dirección General de Electrificación Rural del MEM (DGER) debe continuar
con los proyectos RER, utilizando los paneles solares y generadores eólicos en
localidades rurales y/o comunidades nativas muy aisladas, donde no es posible
llegar con los sistemas convencionales.
La DGER ha programado una inversión de US$ 2,175 millones en el PNER
2012-2021, de los cuales US$ 155 millones son con RER.
Se ha estimado una inversión de US$ 349.7 millones para el desarrollo de la
electrificación rural con energía renovables y US$ 863.5 millones para usos
productivos para el periodo 2012-2040, con ello el coeficiente de electrificación
rural alcanzará el 93.1%.
Programa:
“Implementación
Productivos”.
de
Sistemas
Fotovoltaicos-Eólicos-Biogás
Programa: “Implementación de Sistemas Híbridos Eólico-Fotovoltaico”.
Conclusiones
La racionalidad del Plan hace referencia al conjunto de elementos que explican la
naturaleza y alcance de los objetivos, estrategias y actividades que se proponen.
Igualmente, sirve de fundamento para delinear escenarios razonables en el corto,
mediano y largo plazo, con relación a la penetración de las diferentes fuentes y en
diferentes campos y espacios de aplicación.
Se proponen una serie de acciones, mecanismos y medidas de fomento,
perfeccionamiento del Marco Normativo y obligaciones para la incorporación de las
RER al Mercado Eléctrico.
El Plan formulado está conformado por actividades de corto y mediano plazo
orientadas a crear las condiciones favorables para la penetración de las RER en el
largo plazo. La implementación de la mayoría de dichas actividades puede contar
con el apoyo de programas de asistencia técnica de la banca multilateral y de otros
organismos internacionales orientados a apoyar el desarrollo de las RER.
La obtención, gestión y coordinación de las fuentes de financiamiento, la gestión y
coordinación de las diferentes actividades, de la actualización y monitoreo del Plan,
requiere claramente de un soporte institucional de alto nivel que debe ser provisto
por el gobierno nacional.
El Plan que se formula se caracteriza por corresponder a una etapa embrionaria y
de aprendizaje en las RER en Perú y se enfoca principalmente a la creación de las
condiciones que permitirán en el mediano y largo plazo la penetración, más allá de
lo existente actualmente, de estas fuentes, en forma consistente con los siguientes
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Pág. 71
objetivos y racionalidad del Plan. La inversión en la implementación del Plan se
estima en US$ 192 millones.
7.
Readecuación del Marco Legal Regulatorio
Las reformas y modificaciones integrales a los marcos regulatorios requieren de un
estudio profundo que debe llevarse a cabo por especialistas en la materia sectorial
Si bien la base de todo marco regulatorio tiene un alto contenido jurídico, es
necesario señalar que su temática hace imprescindible el trabajo interdisciplinario de
especialistas en derecho, economía e ingeniería; cada uno de ellos a su vez
especializados en las variadas ramas de sus respectivas profesiones.
En general, la adecuación de marcos regulatorios implica un desafío mayor que la
elaboración de uno nuevo, ya que a una industria que se encuentra con cierto grado
de desarrollo puede serle traumática la adecuación a nuevas reglas de juego. Por
ello es que su adecuación requiere de estudios pormenorizados, así como de
talleres en los que se presenten las modificaciones a los actores del sector para
recoger sus experiencias y comentarios, etc.
Las tareas que el equipo a cargo de esta consultoría hubo de desarrollar para
concluir en el presente informe, permitieron ir avizorando la necesidad de ciertas
modificaciones a los marcos regulatorios existentes.
Si bien en el país existe un adecuado tratamiento normativo-regulatorio del sector,
con mayor y lógico desarrollo en su faz eléctrica, las cuestiones apuntadas
anteriormente parecen razones adecuadas para revisar integralmente los marcos
sectoriales, sobre todo en el marco de la NUMES propuesta que prevé una
integración fuerte de los subsectores implicados.
Sin perjuicio que el objeto de esta consultoría no contempla la redacción o
presentación de las normas modificatorios o de presentación de proyectos de
marcos regulatorios, hemos señalado en el Punto 1.7 de este informe, una serie de
temas que a nuestro juicio deben ser estudiados para una proponer adecuaciones a
los marcos regulatorios vigentes.
En primer lugar, se hace hincapié en una Planificación Sectorial Integrada por un
organismo del Estado que tenga como funciones la propuesta, implementación y
seguimiento de planes estratégicos de mediano y largo plazo para el sector
energético en su conjunto. Para ello se requieren recursos humanos y económicos
suficientes para desarrollar esta tarea, que implica conocimiento, visión integradora,
dinamismo para advertir las medidas de acción que deben irse actualizando o
modificando con el devenir de los años, las nuevas necesidades y tecnologías.
En este campo específico el sector carece de un organismo técnico que lleve
adelante una verdadera acción de planificación integral, si bien individualmente las
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 72
normas vigentes le han otorgado a distintos órganos de la administración ciertas
competencias en materia de planificación o de planes referenciales.
Existen en distintos países experiencias que pueden sea analizadas como materia
de estudio específico a los efecto de recoger enseñanzas y experiencias. En este
estudio se ha señalado la de España como caso de referencia.
Entrando en los temas particulares de los subsectores analizados, se entiende que
en materia de EAE sería conveniente que el MINAM sea la autoridad ambiental que
desde un inicio actúe como órgano fiscalizador, participativo, de seguimiento y de
apoyo al proceso de EAE y no como órgano de su aprobación quien debería ser el
MEM con la participación del resto de la administración correspondiente.
Asimismo en cuanto a la Implementación del Programa de Monitoreo de los
aspectos socioambientales propuestos en el EAE, se sugiere que se le otorgue a la
OEFA también los recursos humanos y económicos adecuados que permitan seguir
los cumplimientos de los criterios establecidos por las NUMES OBJETIVO.
En relación al Sub Sector Hidrocarburos sugerimos que PETROPERÚ –a la luz del
renovado rol que se le ha encomendado y de su importante participación en el
mercado de refinación y comercialización- debe evitar todo comportamiento
discrecional y favorecer la aplicación de los reglamentos que determinan la
metodología a seguir para la fijación de los precios de los productos buscándose en
consecuencia que se comporte como una empresa comercial. En este sentido,
también que es imprescindible dotarla de persona técnico y comercial idóneo que
encuentre las condiciones para desarrollar su carrera profesional en la compañía.
En cuanto a los Biocombustibles habrá de tenerse presente que es necesario que
la reglamentación vaya acompañando la adecuación paulatina que se irá
produciendo en los mayores porcentajes de combustibles no contaminantes que se
irá exigiendo con la aparición de nuevas tecnologías.
También creemos oportuno revisar el pago de regalías petroleras, en la
producción de crudos pesados de manera que hagan rentable las inversiones para
aumentar su producción e incentivar los trabajos exploratorios.
Asimismo debería evaluarse la posibilidad de promover normas que incentiven la
modernización y ampliación de las Refinerías y Plantas de Procesamiento
existentes, como el mejoramiento de la calidad de los productos.
Fue bienvenida la creación de instrumentos para la financiación de la
infraestructura de transporte de gas natural, ya que ésta es una necesidad
insoslayable en el país, pero se ha señalado también que parecen insuficientes por
lo que se proponen algunas alternativas para ser analizadas.
El Mercado Secundario de Gas Natural y su Transporte es de creación
relativamente reciente, pero advertimos que su grado de generalidad y falta de
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 73
tratamiento total de la temática no permite un desarrollo favorable de una
herramienta tan útil para estos mercados.
En sentido similar se entiende imprescindible para el grado de complejidad que
habrán de tomar las operaciones de transporte que se aprueben a la brevedad
Normas de Despacho que den previsión y seguridad a los sistemas de transportes
de gas natural actuales y futuros.
En relación al Plan de Contingencia para la asignación de transporte y gas
hemos señalado que las disposiciones hasta ahora establecidas han otorgado al
MEM un grado de discrecionalidad en la determinación en sus criterios de
asignación que puede provocar un cambio de las reglas de juego permanente, con
probables incidencias negativas en las decisiones que deben tomar los
inversionistas. Por ello se ha recomendado que se reglamenten planes de
contingencia que prevean las acciones que deberán tomarse ante estas
circunstancias tratando de evitar incertidumbres.
La Integración energética es una materia de especial interés y merece un análisis
profundo y supra nacional a los efectos que redunde en beneficios para todas las
partes y mitigue posibles conflictos futuros.
La política de precios de gas implícita en el Plan NUMES asume ajustar los
precios del gas de los diferentes sectores siguiendo la evolución del precio del
crudo. Esto tiene la conveniencia que el precio internacional del crudo afecta a los
precios de todos los combustibles, trasladándose la señal de precio a la totalidad de
la cadena. En el largo plazo, no se puede soslayar la influencia del precio del
petróleo en los precios domésticos de la energía y se recomienda continuar con el
Fondo de Combustibles. En el mismo sentido la política de precios de la
electricidad hace referencia a una propuesta de metodología de netback value para
la determinación del mínimo precio del gas que permite la entrada de las centrales
hidroeléctricas. Para ambos casos sugieren algunas líneas de acción que precisan
ciertas adecuaciones regulatorias.
En relación al Sub Sector de Electricidad se ha destacado la promoción de
medidas técnicas y/o económicas que afiancen y aseguren la competencia en la
generación y el consumo de energía, debiendo fortalecerse la función normativa y
regulatoria del estado a efectos de evitar el comportamiento especulativo de los
agentes en la gestión y desarrollo de las Concesiones Eléctricas.
En cuanto a la Nueva Oferta de Generación, el sostenido y esperado crecimiento
del país requiere de un mejoramiento del sistema de licitaciones para promover los
proyectos de generación, estableciendo incentivos por tecnología de generación,
por localización de las centrales y por año de ingreso. En este sentido se ha
propuesto la realización de ciertos ajustes al marco regulatorio.
Un tema de suma importancia es la Seguridad de Suministro con reserva
apropiada en el SEIN por lo que se recomienda que el marco regulatorio debería
precisar no sólo la magnitud de la reserva para el sistema, sino también su
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 74
descentralización geográfica adoptando el criterio de la distribución a nivel de áreas
del sistema.
Asimismo, se cree conveniente que la Remuneración por Potencia debe ser
analizada y reformulada teniendo en cuenta las unidades de reserva en función de
su distribución geográfica, la característica firme del abastecimiento que la respalda,
y los ajustes correspondientes a dicho pago ante situaciones de indisponibilidad de
las unidades que no alcancen a operar por las condiciones del despacho, entre
otros aspectos.
También se propone perfeccionar el marco regulatorio para que las licitaciones de
la Ley Nº 28832 establecidas puedan garantizar la capacidad adecuada para
sobrellevar contingencias (hidrológicas, fallas, mantenimiento, etc.).
Conforme lo que ocurre para el gas natural, la ampliación del sistema de
transmisión deberá acompañar y facilitar el desarrollo de la generación en el SEIN,
para lo cual se requiere realizar los ajustes al marco regulatorio que permitan limitar
la incertidumbre de los precios nodales en caso de congestión, reducir riesgos
mediante la formulación de un Plan de Transmisión con adecuadas señales para los
inversores, planificación de los Sistemas Complementarios de Transmisión tanto
para el sector público como privado, entre otros.
La Gestión de las Concesiones de Generación se observa como uno de los
aspectos relevantes toda vez que los proyectos sobre las que se otorgaron no llegan
a concretarse. En este sentido debe analizase la modificación de ciertos aspectos
que impactan sobre el tema, a saber: la capacidad financiera del promotor y/o del
titular de la concesión eléctrica y el precio de la energía en el mercado eléctrico
como sostenedor del proyecto.
En este aspecto debe estudiarse la viabilidad de incorporar la reversión al Estado de
las Concesiones que no inicien obras comprometidas a plazo en su Contrato de
Concesión y su inmediata convocatoria a un proceso licitatorio.
Otro aspecto que se ha sugerido es el de evitar los retiros sin contrato de
Distribuidores y Clientes Libres en la operación comercial del SEIN, debiendo
readecuarse el marco regulatorio.
En relación a los Precios de energía del mercado eléctrico se entiende
necesario definir un mecanismo que lleve a que el mercado cuente con un nuevo y
único referente de precios, para lo cual se han presentado algunas alternativas de
estudio.
Por último se ha propuesto perfeccionar el marco regulatorio para que se tomen en
cuenta las nuevas tecnologías en el desarrollo de redes inteligentes, cogeneración y
generación distribuida, entre otros aspectos relacionados con las Energías
Renovables no Convencionales.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 75
En este sentido se entiende que la nueva oferta de generación a partir de recursos
energéticos renovables no convencionales que se fomente mediante mecanismos
de promoción, no debería ser definida por los agentes privados, ésta debe
establecerse en planes sectoriales y quedar sujeta a la Competencia por el Mercado
según los mecanismos implementados por el MEM y PROINVERSIÓN.
Entre otras medidas, se propone analizar la ampliación de los alcances de la Ley N°
28749, Ley General de Electrificación Rural que considere una readecuación del
aporte de los usuarios que permitirá recaudar anualmente 100 millones de soles
adicionales para financiar la implementación del Plan propuesto.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 76
Unidad de Coordinación de Préstamos Sectoriales – UCPS
Ministerio de Economía y Finanzas - MEF
Banco Interamericano de Desarrollo
Apoyo a la Estrategia Energética del Perú
Cooperación Técnica No Reembolsable N° ATN/OC-11010 -PE
Plan Estratégico de Energía Sostenible y Bioenergía para Perú (PEESB)
Cooperación Técnica No Reembolsable N° ATN/OC-10984 -PE
Componentes: 1 y 2
Subejecutor: Ministerio de Energía y Minas
“Elaboración de la Nueva Matriz Energética Sostenible y Evaluación Ambiental
Estratégica, como Instrumentos de Planificación”
Firma Consultora: Consorcio R.GARCÍA Consultores S.A., ARCAN Ingeniería y
Construcciones S.A. y Centro de Conservación de Energía y del Ambiente CENERGIA
Contrato No. F-001-0-11010/10984
Producto:
Informe IV – Informe Final (Componente 1)
Lima, 31 de Enero de 2012
Índice General
COMPONENTE 1................................................................................................... 100
1.
NUEVA MATRIZ ENERGÉTICA SOSTENIBLE .................................. 100
1.1.
INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 100
1.2.
DIAGNÓSTICO DEL SECTOR ENERGÉTICO ................................................ 102
1.2.1.
Introducción....................................................................................... 102
1.2.2.
El Escenario Energético Internacional .............................................. 103
1.2.3.
Aspectos Salientes de la Economía Peruana ................................... 107
1.2.4.
Evolución de la Matriz Energética ..................................................... 109
1.2.5.
El Desafío Energético para el Perú ................................................... 114
1.2.6.
Diagnóstico Subsectorial ................................................................... 116
1.2.7.
Organización Institucional del Sector ................................................ 124
1.3.
METODOLOGÍA PARA LA PROPUESTA DE NUMES OBJETIVO Y EAE como
INSTRUMENTO DE PLANIFICACIÓN ........................................................... 125
1.3.1.
Introducción....................................................................................... 125
1.3.1.1. Incertidumbres y Futuros. Descripción de cada Futuro ..................... 129
1.3.1.2. Formulación de los Planes y las Opciones que los Conforman ........ 131
1.3.1.3. Atributos: Variables para la Toma de Decisiones.............................. 133
1.3.1.4. Formulación de los Escenarios. Análisis y Elaboración de la NUMES
OBJETIVO ........................................................................................ 135
1.3.2.
Modelo Energético Ambiental (Modelo E-A) para la Valorización de los
Escenarios y Elección de la NUMES OBJETIVO .............................. 135
1.3.2.1. Descripción y Funcionamiento del Modelo E-A ................................. 135
1.3.2.2. Balance y Modelo Energético............................................................ 136
1.3.2.2.1. Modelo de Proyección de la Demanda Energética ........................... 138
1.3.2.2.2. Modelo Eléctrico y RER .................................................................... 142
1.3.2.2.3. Modelo de Oferta de Petróleo y Derivados ....................................... 145
1.3.2.2.4. Modelo Gasífero................................................................................ 157
1.3.2.2.5. Módulo de Eficiencia Energética ....................................................... 162
1.3.2.2.6. Módulos de Otros Energéticos .......................................................... 165
1.3.2.2.7. Consolidación del Balance Nacional de Energía............................... 167
1.3.2.3. Modelo Socioambiental. EAE para la NUMES .................................. 168
1.3.2.4. Modelo para la Selección de Planes Robustos y NUMES
OBJETIVO ........................................................................................ 173
1.3.2.4.1. MINMAX ............................................................................................ 174
1.3.2.4.2. Análisis de Trade Off ......................................................................... 175
1.3.2.4.3. Determinación del Plan para la NUMES ........................................... 175
1.4.
RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DEL MODELO E-A PARA LA SELECCIÓN DE LA
NUMES ............................................................................................... 176
1.4.1.
Introducción....................................................................................... 176
1.4.2.
Resultados del Análisis MINMAX y Trade Off ................................... 177
1.4.2.1. Cálculo de los Atributos .................................................................... 177
1.4.2.2. Modelo MINMAX: Resultados ........................................................... 180
1.4.2.2.1. Matriz de Resultados ........................................................................ 180
1.4.2.2.2. Matriz de Arrepentimiento ................................................................. 186
1.4.2.3. Análisis de Trade Off: Resultados ..................................................... 196
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 78
1.4.2.4. Lineamientos para la Elaboración de la NUMES .............................. 198
1.4.3.
Futuros de Desastre (Planes Robustos) ........................................... 207
1.4.4.
Modelo EAE (Planes Robustos) ........................................................ 215
1.4.5.
Balance Energético de la NUMES .................................................... 218
1.4.5.1. Resultados de la Proyección de la Demanda.................................... 220
1.4.5.2. Producción y Oferta Interna de Energía Primaria y Secundaria ........ 222
1.4.5.3. Consumo Final de Energéticos ......................................................... 228
1.4.5.4. Proyectos de Inversión ...................................................................... 229
1.4.5.5. Balanza Comercial de Hidrocarburos................................................ 230
1.4.5.6. Regalías ............................................................................................ 231
1.5.
APRECIACIONES SOBRE EL PLAN NUMES............................................... 231
1.6.
PLANES ................................................................................................ 235
1.6.1.
Plan de Electricidad .......................................................................... 235
1.6.1.1. Evolución del Sub Sector Electricidad............................................... 235
1.6.1.1.1. Generación de Electricidad ............................................................... 235
1.6.1.1.2. Transmisión de Electricidad .............................................................. 238
1.6.1.1.3. Distribución de Electricidad ............................................................... 240
1.6.1.2. Factores Clave para Elección de la NUMES ..................................... 242
1.6.1.2.1. Planes/Programas de la NUMES para Abordar Factores Clave ....... 243
1.6.1.2.2. Proyección de la Demanda ............................................................... 244
1.6.1.3. Recursos Primarios para la Generación de Electricidad ................... 246
1.6.1.3.1. Disponibilidad de Recursos ............................................................... 246
1.6.1.3.2. Proyectos de Generación Hidroeléctrica y RER................................ 249
1.6.1.3.3. Proyectos de Generación Térmica y RER (Biomasa y Geotermia) ... 255
1.6.1.3.4. Costos Estimados de Inversión en Generación de Energía .............. 258
1.6.1.4. Plan de Transmisión ......................................................................... 261
1.6.1.4.1. Proyectos de Líneas del Sistema Garantizado de Transmisión ........ 263
1.6.1.4.2. Proyectos de Líneas de los Sistemas Complementarios de Transmisión
MAT .................................................................................................. 264
1.6.1.4.3. Planes de Inversión de los Sistemas de Transmisión ....................... 265
1.6.1.5. Inversiones en Proceso ..................................................................... 266
1.6.1.5.1. Generación........................................................................................ 266
1.6.1.6. Expansión del SEIN .......................................................................... 269
1.6.1.6.1. Metas, Lineamientos y Proyectos Prioritarios ................................... 269
1.6.1.6.2. Generación de Electricidad ............................................................... 271
1.6.1.6.3. Proyecciones de Balances de Potencia y Despachos de Energía .... 272
1.6.1.6.4. Proyecciones de Costos de Energía ................................................. 276
1.6.1.6.5. Sistema de Transmisión .................................................................... 277
1.6.1.6.6. Distribución de Energía Eléctrica ...................................................... 287
1.6.1.7. Sistemas Eléctricos Aislados ............................................................ 289
1.6.1.7.1. Evolución del Número de Clientes en Sistemas Aislados por
Empresa ............................................................................................ 291
1.6.1.7.2. Proyección de la Demanda de los Sistemas Eléctricos Aislados ...... 291
1.6.1.8. Evaluación de Interconexiones Internacionales ................................ 291
1.6.1.8.1. Acuerdos de Interconexión................................................................ 291
1.6.1.8.2. Identificación del Potencial de las Interconexiones ........................... 293
1.6.1.8.3. Conclusiones por la Posición de País Exportador de Energía .......... 296
1.6.1.9. Aportes del Sector Eléctrico .............................................................. 297
1.6.2.
Plan de Hidrocarburos ...................................................................... 297
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 79
1.6.2.1.
1.6.2.1.1.
1.6.2.1.2.
1.6.2.1.3.
1.6.2.2.
1.6.2.2.1.
1.6.2.2.2.
1.6.2.2.3.
1.6.3.
1.6.3.1.
Plan del Subsector Hidrocarburos Líquidos ...................................... 297
Aspectos Relevantes ........................................................................ 297
Acciones y Programas ...................................................................... 311
Resultados Esperados ...................................................................... 313
Plan del Subsector Gas Natural ........................................................ 320
Aspectos Relevantes ........................................................................ 320
Acciones y Programas ...................................................................... 329
Resultados Esperados ...................................................................... 330
Plan de Eficiencia Energética............................................................ 359
Diagnóstico Subsectorial – Eficiencia Energética. Antecedentes,
Factores Clave y Desafíos ................................................................ 359
1.6.3.1.1. Antecedentes y Normativa Aplicable a Eficiencia Energética a Partir del
Año 1985 ........................................................................................... 359
1.6.3.1.2. El Plan Referencial – Puesta en Vigor .............................................. 360
1.6.3.1.3. Consideraciones para su Elaboración............................................... 361
1.6.3.1.4. Conclusiones..................................................................................... 362
1.6.3.2. Resumen de Factores Clave y Desafíos de Eficiencia Energética.... 365
1.6.3.3. Planes/Programas de la NUMES OBJETIVO para Abordar Factores
Clave de la Eficiencia Energética ...................................................... 366
1.6.3.4. Plan de Eficiencia Energética para la Consecución de la NUMES
OBJETIVO ........................................................................................ 369
1.6.3.4.1. Aspectos Relevantes ........................................................................ 369
1.6.3.4.1.1. Marco Institucional ......................................................................... 369
1.6.3.4.1.2. Marco Regulatorio (Normas y Leyes) de la Eficiencia Energética .. 369
1.6.3.5. Financiamiento y Recursos Involucrados en el Desarrollo de la
Eficiencia Energética......................................................................... 370
1.6.3.6. Acciones y Programas ...................................................................... 372
1.6.3.6.1. Proyectos considerados Prioritarios para el Logro de los Objetivos y
Metas del Plan de Eficiencia Energética ........................................... 372
1.6.3.6.2. Lineamientos Institucionales ............................................................. 373
1.6.3.6.2.1. Personal de Dirección .................................................................... 374
1.6.3.7. Proyectos Prioritarios – Sectores y Acciones a Desarrollar en el Corto
Plazo en cada uno de Ellos (Primeros Tres Años del Plan de Eficiencia
Energética) ........................................................................................ 376
1.6.3.8. Posible Forma de Financiamiento de los Proyectos Considerados
Prioritarios ......................................................................................... 377
1.6.3.8.1. Financiamiento Público o Privado o Combinación de Ambos para el
Desarrollo de los Proyectos Prioritarios del Plan de Eficiencia
Energética en los Distintos Sectores de Consumo ........................... 380
1.6.3.9. Monitoreo del Plan de Eficiencia Energética – Lineamientos
Generales.......................................................................................... 382
1.6.3.10. Resultados Esperados del Plan ........................................................ 382
1.6.3.10.1. Potencial de Ahorro de Energía ....................................................... 382
1.6.3.11. Impacto de los Proyectos de Eficiencia Energética en el Balance
Proyectado de Energía ..................................................................... 384
1.6.3.12. Lineamientos Generales, Proyectos Prioritarios y Monitoreo del Plan de
Eficiencia Energética......................................................................... 387
1.6.3.13. Formulación del Plan de Eficiencia Energética ................................. 389
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 80
1.6.3.13.1. Objetivo y Resultados que se Esperan Alcanzar ............................. 389
1.6.3.13.2. Sector Residencial ........................................................................... 390
1.6.3.13.3. Programas Sectoriales: Sector Productivo y de Servicios ............... 396
1.6.3.13.4. Programas Sectoriales: Sector Público ............................................ 400
1.6.3.13.5. Programas Sectoriales: Sector Transporte ...................................... 403
1.6.3.13.6. Otros Programas Sectoriales ........................................................... 407
1.6.3.14. Reducción de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) ..... 408
1.6.3.15. Nuevas Tecnologías en Eficiencia Energética .................................. 408
1.6.4.
Plan de Energías Renovables ........................................................... 409
1.6.4.1. Diagnóstico ....................................................................................... 409
1.6.4.1.1. Potencialidad de las Energías Renovables ....................................... 410
1.6.4.1.2. Resultados de las Subastas de Energías Renovables...................... 420
1.6.4.1.3. Panorama General Internacional de las Energías Renovables ........ 420
1.6.4.1.4. Desafíos en el Desarrollo de las Energías Renovables .................... 423
1.6.4.1.4.1. Factores Clave de las Energías Renovables para la Elección de la
NUMES ............................................................................................. 423
1.6.4.1.4.2. Planes/Programas de la NUMES OBJETIVO para Abordar Factores
Clave de las Energías Renovables ................................................... 425
1.6.4.2. Balance Proyectado de las Energías Renovables ............................ 427
1.6.4.2.1. Potencia Instalada Proyectada Total SEIN e Inversiones
Requeridas ........................................................................................ 428
1.6.4.2.2. Inversiones ........................................................................................ 430
1.6.4.2.3. Proyectos con Energías Renovables en Zona Rural........................ 434
1.6.4.2.3.1. Programa: “Implementación de Sistemas Fotovoltaicos-EólicosBiogas Productivos” .......................................................................... 435
1.6.4.2.3.2. Programa: “Implementación de Sistemas Híbridos EólicoFotovoltaico-Minihidro” ...................................................................... 435
1.6.4.2.4. Energía Solar Térmica ...................................................................... 436
1.6.4.2.4.1. Calentamiento de Agua Residencial .............................................. 436
1.6.4.2.5. Propuesta de Innovaciones ............................................................... 438
1.6.4.3. Objetivos y Estrategia para las Energía Renovables ........................ 439
1.6.4.4. Acciones, Mecanismos y Medidas de Fomento y Obligaciones para la
Incorporación de las RER al Mercado Eléctrico ................................ 441
1.6.4.4.1. Requerimiento Institucional para el Desarrollo del Plan de Energías
Renovables ....................................................................................... 441
1.6.4.4.2. Inversiones Requeridas (Costo del Plan de Energías Renovables) .. 444
1.6.4.4.3. Difusión del Plan de Energías Renovables ....................................... 445
1.6.4.4.4. Incentivos .......................................................................................... 446
1.6.4.4.5. Estándares por Tamaño de RER ...................................................... 446
1.6.4.4.6. Condiciones de Aplicación Según Zona Geográfica ......................... 450
1.6.4.4.7. Integración al Mercado RER ............................................................. 451
1.6.4.4.8. Criterios para Definir la Estructura de las RER para las Subastas de
Energía Eléctrica ............................................................................... 451
1.6.4.4.9. Fuentes de Financiamiento del Plan de Energías Renovables ......... 452
1.6.4.4.10. Recomendaciones para el Corto Plazo ............................................ 454
1.7.
CONSIDERACIONES Y CRITERIOS PARA LA ADECUACIÓN DEL MARCO LEGAL
REGULATORIO ....................................................................................... 455
1.7.1.
Introducción General ......................................................................... 455
1.7.2.
Organización Institucional para la Planificación ................................ 456
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 81
1.7.2.1. Introducción........................................................................................... 456
1.7.2.2. La Planificación Sectorial en el Perú .................................................... 456
1.7.2.3. El Caso Español en Materia de Planificación ........................................ 458
1.7.2.4. Conclusiones......................................................................................... 459
1.7.3.
Recomendaciones para el Proceso de la EAE ................................. 460
1.7.3.1. Alternativa al Artículo 64 - Decreto Supremo N° 019-2009 ................... 460
1.7.3.2. EAE de la NUMES ................................................................................ 460
1.7.4.
Recomendaciones por Subsector ..................................................... 461
1.7.4.1. Sub Sector Hidrocarburos y Biocombustibles ....................................... 461
1.7.4.2. Sub Sector Electricidad y Renovables .................................................. 472
1.7.4.2.1. Aspectos de Estrategia ..................................................................... 472
1.7.4.2.2. Nueva Oferta de Generación con el Sistema de Licitaciones ........... 473
1.7.4.2.3. Seguridad de Suministro con Reserva Apropiada en el SEIN .......... 474
1.7.4.2.4. Desarrollo del Sistema de Transmisión ............................................. 474
1.7.4.2.5. Gestión de las Concesiones de Generación ..................................... 475
1.7.4.2.6. Retiros sin Contrato de Distribuidores y Clientes Libres ................... 476
1.7.4.2.7. Precios de Energía del Mercado Eléctrico ........................................ 476
1.7.4.2.8. Promoción de Inversión en Nuevas Plantas de Generación y Uso de
Bienes Públicos y de Terceros .......................................................... 477
1.7.4.2.9. Estudios de los Recursos Energéticos .............................................. 477
1.7.4.2.10. Energías Renovables ....................................................................... 478
1.8.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... 478
ANEXOS DEL COMPONENTE 1................................................................................. 481
ANEXO A.1.1: ANÁLISIS FODA POR FUENTE DE ENERGÍA ........................................ 481
ANEXO A.1.2: VALORACIÓN DE LAS INCERTIDUMBRES .............................................. 508
ANEXO A.1.3: CARACTERIZACIÓN DE LAS OPCIONES EN LOS PLANES ........................ 518
ANEXO A.1.4: METODOLOGÍA MINMAX Y TRADE OFF ............................................. 527
ANEXO A.1.5: VALORIZACIÓN DE LOS ATRIBUTOS PARA LOS DIFERENTES PLANES Y
FUTUROS .............................................................................................. 536
ANEXO A.1.6: VALORIZACIÓN DE LOS ATRIBUTOS Y CUADROS RESUMEN DEL ANÁLISIS
MINMAX Y TRADE OFF ......................................................................... 546
ANEXO A.1.7: METODOLOGÍA Y RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE LA ENERGÍA A NIVEL
ÚTIL ..................................................................................................... 549
ANEXO A.1.8: RESULTADOS A ALCANZAR SEGÚN EL PLAN REFERENCIAL DE EFICIENCIA
ENERGÉTICA ......................................................................................... 557
ANEXO A.1.9: FODA EFICIENCIA ENERGÉTICA ....................................................... 561
ANEXO A.1.10: TENDENCIAS INTERNACIONALES Y REGIONALES DEL DESARROLLO DE LAS
ENERGÍAS RENOVABLES ........................................................................ 564
ANEXO A.1.11: PROYECTOS REGISTRADOS A LA FECHA A TRAVÉS DEL MDL EN PERÚ 578
ANEXO A.1.12: RESUMEN DE PROBLEMAS EN EL MARCO REGULATORIO ................... 580
ANEXO A.1.13: PROBLEMAS Y SOLUCIONES ESTRATÉGICOS, SECTOR ELÉCTRICO ..... 583
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 82
Listados de Cuadros:
Cuadro N° 1.2.1: Principales Indicadores Socio Econ ómicos (1980-2010) ............ 107
Cuadro N° 1.2.2: Evolución del Consumo Nacional de Energía por Sectores: 19702009 ............................................................................................ 112
Cuadro N° 1.2.3: Aspectos Clave /Desafíos - Sub Sec tor Electricidad .................. 117
Cuadro N° 1.2.4: Aspectos Clave/Desafíos - Sub Sect or de Hidrocarburos
Líquidos ...................................................................................... 119
Cuadro N° 1.2.5: Aspectos Clave/Desafíos - Sub Sect or de Gas .......................... 121
Cuadro N° 1.2.6: Aspectos Clave/Desafíos - Eficien cia Energética (EE) .............. 122
Cuadro N° 1.2.7: Aspectos Clave /Desafíos - Sub Sec tor Renovables .................. 123
Cuadro N° 1.3.1: Futuros .......................... ............................................................. 130
Cuadro N° 1.3.2: Planes y Opciones ................ ...................................................... 132
Cuadro N° 1.3.3: Nueve Objetivos de Política y Doce Atributos ............................ 134
Cuadro N° 1.3.4: Variables Explicativas ........... ...................................................... 141
Cuadro N° 1.3.5: Estimación de Nuevos Pozos y Retra bajos ................................ 148
Cuadro N° 1.3.6: Estimación de Flujo Caja para el C álculo de Aportes al Estado . 150
Cuadro N° 1.4.1: Valoración de Atributos Plan Base ............................................. 179
Cuadro N° 1.4.2: Resumen Matriz de Resultados: Cant idad de Futuros en los que
cada Plan es el Mejor según Atributo ......................................... 180
Cuadro N° 1.4.3: Incidencia de Valores Deseables de los Atributos para cada
Plan1 ........................................................................................... 183
Cuadro N° 1.4.4: Cantidad de Futuros en que cada Pl an no fue el Óptimo para
Ningún Atributo1 .......................................................................... 185
Cuadro N° 1.4.5: Resumen Matriz de Arrepentimiento .......................................... 186
Cuadro N° 1.4.6: Planes Dentro del Conjunto de Elec ción .................................... 196
Cuadro N° 1.4.7: Lineamientos para la Nueva NUMES . ........................................ 199
Cuadro N° 1.4.8: Emprendimientos de Cultivo de Caña de Azúcar para Etanol .... 202
Cuadro N° 1.4.9: Valoración Atributos Plan 19 ..... ................................................. 203
Cuadro N° 1.4.10: Resumen Matriz de Resultados Incl uyendo el Plan NUMES (19):
Cantidad de Futuros en los que cada Plan es el Mejor según
Atributo ....................................................................................... 205
Cuadro N° 1.4.11: Planes Dentro del Conjunto de Ele cción Considerando el Plan
NUMES ....................................................................................... 206
Cuadro N° 1.4.12: Incidentes en el Ducto de Camisea .......................................... 209
Cuadro N° 1.4.13: Energía No Generada y Capacidad d e Sustitución – Año de
Condición Severa ....................................................................... 210
Cuadro N° 1.4.14: Variación de Reservas.......... ................................................... 215
Cuadro N° 1.4.15: Balance Nacional de Energía (TJ) – NUMES OBJETIVO ........ 219
Cuadro N° 1.6.1: Ventas de Energía de Empresas Dist ribuidoras – Año 2010 ...... 241
Cuadro N° 1.6.2: Temas/Desafíos ................... ...................................................... 242
Cuadro N° 1.6.3: Planes e Instrumentos/Acciones ... ............................................. 243
Cuadro N° 1.6.4: Perú: Potencial Energético Renovab le ....................................... 248
Cuadro N° 1.6.5: Proyectos de Centrales Hidroeléctr icas ...................................... 251
Cuadro N° 1.6.6: Proyectos de Centrales Eólicas ... ............................................... 254
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 83
Cuadro N° 1.6.7: Proyectos de Centrales Solares ... .............................................. 255
Cuadro N° 1.6.8: Centrales Térmicas – Existentes y Nuevas ................................ 256
Cuadro N° 1.6.9: Proyectos de Centrales Geotérmicas ......................................... 257
Cuadro N° 1.6.10: Proyectos de Generación con Bioma sa.................................... 258
Cuadro N° 1.6.11: Costos de Inversión Unitarios de Generación – Por Tecnologías y
Tamaño .................................................................................... 259
Cuadro N° 1.6.12: Localización y Tecnología de los Recursos de Generación Futuro
1, Plan 19 – 2012 – 2040 .......................................................... 261
Cuadro N° 1.6.13: Proyectos de Transmisión Consider ados en Fijación de
Peajes....................................................................................... 263
Cuadro N° 1.6.14: Inversiones en los Sistemas Compl ementarios de Transmisión
(Miles de US$) .......................................................................... 265
Cuadro N° 1.6.15: Nueva Capacidad de Generación por Tecnologías ................. 270
Cuadro N° 1.6.16: Inversiones Requeridas en Generac ión (F1, Plan 19) NUMES
2011 – 2040 .............................................................................. 271
Cuadro N° 1.6.17: Inversiones Requeridas en Transmi sión (F-1, Plan 19) - NUMES
– 2011 – 2040 (Miles de US$) .................................................. 271
Cuadro N° 1.6.18: Nueva Capacidad de Generación por Tecnologías .................. 272
Cuadro N° 1.6.19: Proyectos de Transmisión en MAT . .......................................... 278
Cuadro N° 1.6.20: Etapas en la Expansión del Sistem a de Transmisión del SEIN 279
Cuadro N° 1.6.21: Etapas en la Expansión del Sistem a de Transmisión del SEIN 281
Cuadro N° 1.6.22: Etapas de Expansión – Periodo 201 1 – 2040........................... 282
Cuadro N° 1.6.23: Proyecciones de Flujo de Carga en Sistema de 500 kV ........... 286
Cuadro N° 1.6.24: Valor Agregado de Distribución – VAD por Sectores Típicos
(US$/kW) .................................................................................. 288
Cuadro N° 1.6.25: Inversiones en Distribución Base (Millones de US$) ................ 289
Cuadro N° 1.6.26: Relación de Sistemas Eléctricos A islados ................................ 290
Cuadro N° 1.6.27: Cantidad de Clientes por Sistema Aislado................................ 291
Cuadro N° 1.6.28: Factores Clave/Desafíos Hidrocarb uros Líquidos .................... 310
Cuadro N° 1.6.29: Planes/Programas y Acciones ..... ............................................. 312
Cuadro N° 1.6.30: Principales Proyectos del Subsect or Hidrocarburos Líquidos .. 319
Cuadro N° 1.6.31: Demanda Doméstica de Gas Natural 2003-2010 (MMPCD) .... 321
Cuadro N° 1.6.32: Potencia Efectiva de las Instalac iones de Generación del SEIN
(MW) ......................................................................................... 322
Cuadro N° 1.6.33: Producción de Energía del SEIN (M Wh) .................................. 322
Cuadro N° 1.6.34: Potencia Efectiva de Generación p or Zonas (MW)................... 323
Cuadro N° 1.6.35: Reservas de Gas Natural (TCF) ... ............................................ 324
Cuadro N° 1.6.36: Producción de Gas Natural Fiscali zado. Período 2004-2010
(MMPCD) .................................................................................. 325
Cuadro N° 1.6.37: Factores Clave y Desafíos - Sub S ubsector Gas. .................... 328
Cuadro N° 1.6.38: Planes/Programas y Acciones ..... ............................................. 329
Cuadro N° 1.6.39: Proyección de la Demanda del Gas por Región ....................... 331
Cuadro N° 1.6.40: Proyección Demanda GN por Sector Consumidor ................... 332
Cuadro N° 1.6.41: Balance de Oferta y Demanda de Ga s – Participación % por
Componente ............................................................................. 334
Cuadro N° 1.6.42: Programa Exploratorio de Gas en C amisea ............................. 336
Cuadro N° 1.6.43: Programa de Producción de Gas ... .......................................... 339
Cuadro N° 1.6.44: Plan del Sistema Nacional de Tran sporte Descentralizado –
Evolución 2011-2040 ................................................................ 345
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 84
Cuadro N° 1.6.45: Plan Nacional de Transporte – Res umen de Requerimientos
Físicos y Monetarios ................................................................. 346
Cuadro N° 1.6.46: Referencias de Costos para los Pr oyectos en Sistemas de
Distribución ............................................................................... 349
Cuadro N° 1.6.47: Plan de Cobertura de Usuarios Res idenciales, Comerciales y
GNV .......................................................................................... 350
Cuadro N° 1.6.48: Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento de los Proyectos
de Distribución (Millones de US$)............................................ 351
Cuadro N° 1.6.49: Proyecto Metropolitano Transporte GNV .................................. 351
Cuadro N° 1.6.50: Volúmenes y Buses del Proyecto Me tropolitano ...................... 352
Cuadro N° 1.6.51: Características de los Polos Petr oquímicos ............................. 353
Cuadro N° 1.6.52: CAPEX+OPEX del Plan Gas ......... ........................................... 356
Cuadro N° 1.6.53: Evolución de la Balanza Comercial del Gas ............................. 358
Cuadro N° 1.6.54: Desafíos Eficiencia Energética (E E) ......................................... 365
Cuadro N° 1.6.55: Planes/Programas y Acciones ..... ............................................. 366
Cuadro N° 1.6.56: Resumen de la Reducción de la Dem anda de Energía con
Programas de Eficiencia Energética 2012-2040 (TJ) ............... 383
Cuadro N° 1.6.57: Resumen de Reducción de la Demand a Eléctrica por Sectores
(MW) ......................................................................................... 390
Cuadro N° 1.6.58: Ahorros con Proyecto de Iluminaci ón Eficiente en el Sector
Residencial ............................................................................... 391
Cuadro N° 1.6.59: Parque de Lámparas Instaladas en el Sector Residencial Urbano
a Nivel Nacional ........................................................................ 391
Cuadro N° 1.6.60: Cálculo del Potencial de Fluoresc entesT12-T8 que pueden ser
Remplazados por Lámparas Fluorescentes T5 de 28W – Sector
Residencial ............................................................................... 392
Cuadro N° 1.6.61: Evaluación Económica ............ ................................................. 393
Cuadro N° 1.6.62: Ahorros con Proyecto de Iluminaci ón Eficiente con Fluorescentes
T5 en el Sector Residencial ...................................................... 393
Cuadro N° 1.6.63: Ahorros por Mejora de Hábitos de Consumo de la Población
(Campaña Publicitaria, Informativa y Educativa) ...................... 394
Cuadro N° 1.6.64: Ahorros con Proyecto de Sustituci ón de 300,000 Calentadores
(Termas) Eléctricas por Solares ............................................... 395
Cuadro N° 1.6.65: Ahorros con Programa de Sustituci ón de Cocinas Tradicionales
por Mejoradas Eficientes .......................................................... 396
Cuadro N° 1.6.66: Ahorros con el Proyecto de Sustit ución de 90,000 Motores
Eléctricos .................................................................................... 397
Cuadro N° 1.6.67: Ahorros con el Proyecto de Calder as Industriales .................... 398
Cuadro N° 1.6.68: Ahorros con el Proyecto de Ilumin ación Eficiente en el Sector
Productivo y de Servicios ......................................................... 398
Cuadro N° 1.6.69: Ahorros con el Programa de Cogene ración.............................. 399
Cuadro N° 1.6.70: Ahorros con Proyecto de Iluminaci ón Eficiente en el Sector
Público ...................................................................................... 401
Cuadro N° 1.6.71: Cálculo del Potencial de Fluoresc entesT12-T8 que pueden ser
Remplazados por Lámparas Fluorescentes T5 de 28W – Sector
Comercial ................................................................................. 402
Cuadro N° 1.6.72: Ahorros con Proyecto de Iluminaci ón Eficiente con Fluorescente
T5 en el Sector Comercial ........................................................ 403
Cuadro N° 1.6.73: Ahorros de Energía en Sector Tran sporte ................................ 405
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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Cuadro N° 1.6.74: Sustitución de Autos con Motores de Combustión por Autos
Eléctricos .................................................................................. 407
Cuadro N° 1.6.75: Reducción de Emisiones de GEI ... ........................................... 408
Cuadro N° 1.6.76: Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú (MW) ...................... 411
Cuadro N° 1.6.77: Potencial de Aplicación de la Ene rgía Solar en el Perú (kWh/m2año) .......................................................................................... 412
Cuadro N° 1.6.78: Potencial Eólico del Perú (MW) .. .............................................. 413
Cuadro N° 1.6.79: Principales Características de la s Regiones de Interés
Geotérmico en Perú.................................................................. 416
Cuadro N° 1.6.80: Perú: Potencial Energético Renova ble ..................................... 419
Cuadro N° 1.6.81: Resumen de la Primera y Segunda S ubasta RER ................... 420
Cuadro N° 1.6.82: Costos de Inversión Estimados de Energía Hidráulica,
Geotérmica y Mareomotriz ....................................................... 422
Cuadro N° 1.6.83: Rangos de Costos Estimados para T urbinas Eólicas Fuera del
Continente 2006 a 2050 .......................................................... 423
Cuadro N° 1.6.84: Factores Clave/Desafíos RER ..... ............................................. 424
Cuadro N° 1.6.85: Planes e Instrumentos/Acciones RE R ...................................... 425
Cuadro N° 1.6.86: Potencia Instalada Proyectada Tot al SEIN al 2040 .................. 428
Cuadro N° 1.6.87: Potencia Instalable con RER en el SEIN al 2040 ..................... 429
Cuadro N° 1.6.88: Energía Despachada Objetivo de Ce ntrales RER .................... 430
Cuadro N° 1.6.89: Relación de Proyectos RER - Plan NUMES ............................. 432
Cuadro N° 1.6.90: Inversiones Requeridas en Central es - Total SEIN y RER al 20112040.......................................................................................... 433
Cuadro N° 1.6.91: Inversiones Requeridas en Electri ficación Rural con RER (20122040) ........................................................................................ 434
Cuadro N° 1.6.92: Cantidad de Suministros Eléctrico s Residenciales BT5B
(Hogares) año 2010 .................................................................. 437
Cuadro N° 1.6.93: Ahorros con Proyecto de Sustituci ón de 300,000 Calentadores
(Termas) Eléctricas por Solares ............................................... 438
Cuadro N° 1.6.94: Objetivos del Plan de Energías Re novables............................. 440
Cuadro N° 1.6.95: Costo Estimado del Plan ......... ................................................. 444
Cuadro N° 1.6.96: Tamaños y Producción de Energía d e Parques Solares .......... 448
Cuadro N° 1.6.97: Costo Estimados de Energía Genera da con Geotermia ........... 449
Cuadro N° 1.6.98: Costo Estimados de Inversión y Es cala de Utilización
Geotermia ................................................................................. 449
Cuadro N° 1.7.1: Evolución de Precios Energéticos: Mercados Internacionales vs.
Domésticos Perú ........................................................................ 467
Cuadro N° 1.7.2: Precios para el Gas en Boca de Poz o – Actual vs. Netback
Económico (US$/MMBTU).......................................................... 468
Cuadro N° 1.7.3: Proyección del Precio del Gas del Plan NUMES (US$/MMBTU)
según Futuro Precio Base WTI ................................................... 468
Cuadro A.1.1.1: Matriz EFE ................................................................................... 482
Cuadro A.1.1.2: Matriz EFI ..................................................................................... 483
Cuadro A.1.1.3: FODA – Gas Natural .................................................................... 484
Cuadro A.1.1.4: FODA - Hidrocarburos Líquidos (Petróleo y Derivados)............... 486
Cuadro A.1.1.5: FODA - Gas Licuado De Petróleo (GLP)...................................... 488
Cuadro A.1.1.6: FODA – Biocombustibles ............................................................. 490
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Cuadro A.1.1.7: FODA - Energía Eólica ................................................................. 492
Cuadro A.1.1.8: FODA - Energía Solar Fotovoltaica .............................................. 494
Cuadro A.1.1.9: FODA –Biomasa .......................................................................... 496
Cuadro A.1.1.10: FODA – Geotermia..................................................................... 498
Cuadro A.1.1.11: FODA – Hidroeléctrica ............................................................... 501
Cuadro A.1.1.12: FODA – Carbón ......................................................................... 504
Cuadro A.1.1.13: FODA – Eficiencia Energética .................................................... 506
Cuadro A.1.2.1: Proyección del PBI ....................................................................... 508
Cuadro A.1.2.2: Proyección de Precios de Referencia de Gas y Crudo (Valores
Nominales).................................................................................. 509
Cuadro A.1.2.3: Proyección de Precios de Diesel, Fuel Oil, Gasolina y Petróleo
(Valores Nominales) ................................................................... 509
Cuadro A.1.2.4: Proyección de Precios de NBP y Precios de Importación de GNL de
Japón (Valores Nominales)......................................................... 510
Cuadro A.1.3.1: Opciones del Sector Energético ................................................... 518
Cuadro A.1.3.2: Opciones de Transporte de Gas Natural ...................................... 519
Cuadro A.1.3.3: Opciones de Transporte y Fraccionamiento de LGN ................... 519
Cuadro A.1.3.4: Opciones Desarrollo de la Petroquímica ...................................... 520
Cuadro A.1.3.5: Opciones Exportación de Gas Natural ......................................... 521
Cuadro A.1.3.6: Opciones Cobertura Residencial de GN ...................................... 521
Cuadro A.1.3.7: Opciones Exploración Gas Natural ............................................. 522
Cuadro A.1.3.8: Opciones Desarrollo Crudos Pesados ......................................... 523
Cuadro A.1.3.9: Opciones Metas Biocombustibles ................................................ 524
Cuadro A.1.3.10: Opciones Estructura de Generación Eléctrica (Planes Sin
Exportación de Energía Eléctrica) .............................................. 525
Cuadro A.1.3.11: Opciones Exportación Energía Eléctrica (Planes Con Exportación
de Energía Eléctrica) .................................................................. 525
Cuadro A.1.3.12: Opciones Eficiencia Energética .................................................. 526
Cuadro A.1.4.1: Matriz de Resultados.................................................................... 528
Cuadro A.1.4.2: Matriz de Arrepentimiento ............................................................ 528
Cuadro A.1.4.3: Matriz de Resultados (Ejemplo 3x3) ............................................ 529
Cuadro A.1.4.4: Matriz de Arrepentimiento (Ejemplo 3x3) ..................................... 529
Cuadro A.1.4.5: Criterios Considerados para Evaluación de Planes ..................... 530
Cuadro A.1.4.6: Planes Dentro del Conjunto de Elección ...................................... 533
Cuadro A.1.5.1: Matriz de Resultados.................................................................... 536
Cuadro A.1.5.2: Matriz de Arrepentimiento ............................................................ 541
Cuadro A.1.6.1: Incidencia de Valores Deseabes de los Atributos para cada
Plan1 ............................................................................................. 547
Cuadro A.1.6.2: Máximos Arrepentimientos de los Planes por Atributo1 ............... 548
Cuadro A.1.7.1: Demanda Final de Energía Útil por Sectores – Futuro con PBI Base
(TJ) ............................................................................................... 552
Cuadro A.1.7.2: Evolución de la Eficiencia Global 2010 – 2040 – Futuro con PBI
Base (TJ) ...................................................................................... 553
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Cuadro A.1.7.3: Eficiencia de Transformación por Sectores 2010- 2040 – Futuro PBI
Base (TJ) ...................................................................................... 553
Cuadro A.1.7.4: Demanda Final de Energía Útil por Fuentes – Futuro con PBI Base
(TJ) ............................................................................................... 554
Cuadro A.1.7.5: Comparación de las Proyecciones de la Demanda a Nivel de
Energía Útil para los Futuros con PBI Base, Optimista y Pesimista
(TJ) ............................................................................................... 555
Cuadro A.1.7.6: Comparación de las Proyecciones de la Demanda de Energía
Eléctrica a Nivel de Energía Útil para los Futuros con PBI Base,
Optimista y Pesimista (TJ) ............................................................ 555
Cuadro A.1.8.1: Resumen de Reducción de Demanda de Energía con Programas de
Eficiencia Energética (Miles de TJ) ............................................... 558
Cuadro A.1.8.2: Ahorro Anual por Energéticos en el Año 2018 (Miles de TJ)....... 559
Cuadro A.1.8.3: Resumen de Reducción de la Demanda Eléctrica por Sectores
(MW) ............................................................................................. 560
Cuadro A.1.9.1: FODA Eficiencia Energética ......................................................... 561
Cuadro A.1.10.1: Capacidad Eólica en Latinoamérica y El Caribe ........................ 568
Cuadro A.1.10.2: Potencia Instalada de Geotermia en el Mundo a Diciembre de
2009 .............................................................................................. 572
Cuadro A.1.10.3: Costo Estimados de Energía Generada con Geotermia ............ 574
Cuadro A.1.10.4: Costo Estimados de Inversión y Escala de Utilización
Geotermia ..................................................................................... 575
Cuadro A.1.11.1: Proyectos Registrados a la Fecha a través del MDL en Perú .... 579
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Listado de Gráficos:
Gráfico N° 1.2.1: Uso Mundial de la Energía y Consu mo por Regiones ................ 104
Gráfico N° 1.2.2: Consumo Mundial de Energía por Fu entes ................................ 104
Gráfico N° 1.2.3: Crecimiento del Consumo Mundial d e Energía por Sectores. 20102030 ............................................................................................ 105
Gráfico N° 1.2.4: Relación Consumo de Energía Per C ápita vs. PBI Per Cápita ... 109
Gráfico N° 1.2.5: Oferta Interna Bruta de Energía, 1970-2009............................... 110
Gráfico N° 1.2.6: Evolución de la Balanza Comercial Energética: 1980-2011 ....... 113
Gráfico N° 1.3.1: Futuros de Precio de Petróleo e I nversiones Totales en
Exploración ................................................................................. 146
Gráfico N° 1.3.2: Resultados del Módulo Exploratori o – Incorporación de
Reservas..................................................................................... 147
Gráfico N° 1.3.3: Resultados del Módulo de Producci ón – Producción Total de
Petróleo Crudo (MBPD) .............................................................. 149
Gráfico N° 1.3.4: Resultados del Módulo de Producci ón – Resultados Financiero
(Millones de US$) ....................................................................... 151
Gráfico N° 1.3.5: Proyección de la Producción Refin era de Combustibles Derivados
(MBPD) ....................................................................................... 152
Gráfico N° 1.3.6: Proyección de las Inversiones en el Sector Refinero (Millones de
US$)............................................................................................ 152
Gráfico N° 1.3.7: Proyección de la Producción de LG N Camisea .......................... 153
Gráfico N° 1.3.8: Proyección de la Producción de LG N Selva Central ................... 153
Gráfico N° 1.3.9: Proyección de la Producción de LG N Noroeste.......................... 154
Gráfico N° 1.3.10: Proyección de la Producción de B iocombustibles .................... 155
Gráfico N° 1.3.11: Resultados del Módulo de Oferta de Combustibles Líquidos
(MBPD) ....................................................................................... 156
Gráfico N° 1.3.12: Resultados del Módulo de Oferta de Combustibles Líquidos –
Caso Base (MBPD) .................................................................... 156
Gráfico N° 1.3.13: Evolución de Oferta de Gas por L otes de Camisea (MMPCD) . 158
Gráfico N° 1.3.14: Evolución de la Oferta Increment al en Función a Plan Exploratorio
(MMPCD) .................................................................................... 159
Gráfico N° 1.3.15: Demandas de Capacidad Proyectada s de Transporte por
Sistemas (MMPCD) .................................................................... 161
Gráfico N° 1.3.16: Demandas de Capacidad Proyectada s de los Planes en Punto de
Inyección del Sistema de Transporte de Camisea (MMPCD) ..... 161
Gráfico N° 1.3.17: Evolución de la Tarifa Única de Transporte .............................. 162
Gráfico N° 1.3.18: Diferencia en la Escala de Estud io de una EIA y una EAE ....... 169
Gráfico N° 1.4.1: Matriz de Resultados: Cantidad de Futuros en los que Cada Plan
es el Mejor Según Atributo.......................................................... 182
Gráfico N° 1.4.2: Arrepentimientos: Concentración. ............................................... 188
Gráfico N° 1.4.3: Arrepentimientos: RER ........... .................................................... 189
Gráfico N° 1.4.4: Arrepentimientos: Autosuficiencia ............................................... 190
Gráfico N° 1.4.5: Arrepentimientos: Balanza Comerci al ......................................... 190
Gráfico N° 1.4.6: Arrepentimientos: Consumo de Gas Natural .............................. 191
Gráfico N° 1.4.7: Arrepentimientos: Costos........ .................................................... 192
Gráfico N° 1.4.8: Arrepentimientos: Emisiones ..... ................................................. 192
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Gráfico N° 1.4.9: Arrepentimientos: Necesidades de Importación de Gas ............. 193
Gráfico N° 1.4.10: Arrepentimientos: Cobertura GN . ............................................. 194
Gráfico N° 1.4.11: Arrepentimientos: Costo Medio.. ............................................... 195
Gráfico N° 1.4.12: Arrepentimientos: Áreas Inundada s .......................................... 195
Gráfico N° 1.4.13: Variación Porcentual Anual de Ge neración Hidroeléctrica en el
SEIN ........................................................................................... 208
Gráfico N° 1.4.14: Simulaciones de Generación de En ergía Plan P-19. ................ 212
Gráfico N° 1.4.15: Demanda Total por Sector – Futur o PBI Base (TJ) .................. 220
Gráfico N° 1.4.16: Distribución de la Demanda por S ector – Futuro PBI Base ..... 221
Gráfico N° 1.4.17: Distribución de la Demanda por E nergético – Futuro PBI Base 221
Gráfico N° 1.4.18: Producción de Energía Primaria y Distribución por Fuentes
(TJ) ............................................................................................. 222
Gráfico N° 1.4.19: Importación de Energía Primaria (TJ) ....................................... 223
Gráfico N° 1.4.20: Exportación de Energía Primaria (TJ) ....................................... 224
Gráfico N° 1.4.21: Oferta Interna Bruta de Energía Primaria y Distribución por
Fuentes (TJ) ............................................................................... 224
Gráfico N° 1.4.22: Producción de Energía Secundaria y Distribución por Fuentes
(TJ) ............................................................................................. 225
Gráfico N° 1.4.23: Importación de Energía Secundari a y Distribución por Fuentes
(TJ) ............................................................................................. 226
Gráfico N° 1.4.24: Exportación de Energía Secundari a y Distribución por Fuentes
(TJ) ............................................................................................. 227
Gráfico N° 1.4.25: Oferta Interna Bruta de Energía Secundaria y Distribución por
Fuentes (TJ) ............................................................................... 228
Gráfico N° 1.4.26: Consumo Final de Energía (TJ) .. .............................................. 229
Gráfico N° 1.4.27: Distribución Porcentual de las I nversiones por Subsector ........ 230
Gráfico N° 1.4.28: Balanza Comercial de Hidrocarbur os (Millones de US$) .......... 230
Gráfico N° 1.4.29: Distribución Porcentual de las R egalías por Subsector ............ 231
Gráfico N° 1.6.1: Evolución de la Capacidad de Gene ración en el SEIN 2000-2010
(MW) ........................................................................................... 236
Gráfico N° 1.6.2: Evolución de la Producción de Ene rgía en el SEIN .................... 236
Gráfico N° 1.6.3: Comportamiento de los Costos Marg inales en el SEIN 2000-2010
(US$/MWh) ................................................................................. 237
Gráfico N° 1.6.4: Desagregado del Monto de Pagos po r Concepto de Peaje de
Transmisión (US$/kW-año)......................................................... 239
Gráfico N° 1.6.5: Ventas de Energía de Empresas Dis tribuidoras por Áreas – 2010
(GWh) ......................................................................................... 241
Gráfico N° 1.6.6: Proyecciones de Demanda de Potenc ia y Energía para los Futuros
F1, F2 y F3 ................................................................................. 244
Gráfico N° 1.6.7: Sistema Interconectado Nacional ( SEIN).................................... 245
Gráfico N° 1.6.8: Ubicación del Yacimiento de Camis ea y Sistema de Transporte del
Gas Natural y Líquidos ............................................................... 247
Gráfico N° 1.6.9: Reservas Probadas de Energía Come rcial (2010) ..................... 249
Gráfico N° 1.6.10: Capacidad Hidroeléctrica Existen te y Proyectada .................... 253
Gráfico N° 1.6.11: Capacidad Hidroeléctrica Proyect ada por Áreas ...................... 253
Gráfico N° 1.6.12: Proyecciones de Oferta de Capaci dad en el SEIN para los
Futuros F1, F2 y F3 Periodo 2011 - 2040 (MW) ......................... 260
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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Gráfico N° 1.6.13: Inversiones en SCT por Component es y Empresas (Miles de
US$)............................................................................................ 266
Gráfico N° 1.6.14: Nueva Capacidad de Generación en Proceso de Inversión 20102016 (MW) .................................................................................. 267
Gráfico N° 1.6.15: Nueva Capacidad de Hidroeléctric a en Proceso de Inversión
2010-2016 (MW) ......................................................................... 268
Gráfico N° 1.6.16: Nueva Capacidad Hidroeléctrica p or Áreas (MW) .................... 268
Gráfico N° 1.6.17: Proyectos de Generación por Tecn ologías ............................... 272
Gráfico N° 1.6.18: Balances de Potencia y Margen de Reserva - Futuros
Evaluados ................................................................................... 273
Gráfico N° 1.6.19: Balance de Energía – Periodo 201 2-2040 ................................ 274
Gráfico N° 1.6.20: Producción de Energía por Tecnol ogías – NUMES OBJETIVO
(GWh) ......................................................................................... 276
Gráfico N° 1.6.21: Precios de Energía, Plan de Equi pamiento .............................. 277
Gráfico N° 1.6.22: Diagrama Unifilar Simplificado – Proyección por Barras .......... 280
Gráfico N° 1.6.23: Diagrama Simplificado de la Expa nsión de Transmisión .......... 282
Gráfico N° 1.6.24: Flujos en la Red Colectora por E tapas ..................................... 284
Gráfico N° 1.6.25: Costos de Desarrollo de la Distr ibución (US$/kW) ................... 289
Gráfico N° 1.6.26: Demanda de Combustibles Líquidos (2000-2010).................... 299
Gráfico N° 1.6.27: Producción Total de Petróleo Cru do 2000-2010 (MBPD) ......... 302
Gráfico N° 1.6.28: Producción de Derivados en las R efinerías del País ................ 304
Gráfico N° 1.6.29: Evolución de las Reservas de Pet róleo Futuro Conservador - WTI
Base (Miles de Barriles) .............................................................. 313
Gráfico N° 1.6.30: Evolución de las Reservas de Pet róleo – Futuro Optimista - WTI
Base (Miles de Barriles) .............................................................. 314
Gráfico N° 1.6.31: Evolución de la Demanda de Combu tibles Líquidos 2000-2040
(MBPD) ....................................................................................... 314
Gráfico N° 1.6.32: Producción de Derivados 2000-204 0 (MBPD) .......................... 315
Gráfico N° 1.6.33: Balanza Comercial - Caso Base (M illones de US$) .................. 316
Gráfico N° 1.6.34: Balanza Comercial - Caso Optimis ta (Millones de US$) ........... 316
Gráfico N° 1.6.35: Regalías (Millones de US$) ..... ................................................. 318
Gráfico N° 1.6.36: Sistema de Transporte Existente de TGP................................. 326
Gráfico N° 1.6.37: Evolución de los Componentes del Balance del Subsector Gas
(MMPCD) .................................................................................... 334
Gráfico N° 1.6.38: Proyección de Disponibilidad de Gas Seco (Área Camisea) a la
Salida de la Planta Malvinas ....................................................... 338
Gráfico N° 1.6.39: Proyectos de Ampliación y Nuevos Sistemas de Transporte de
Gas Natural................................................................................. 340
Gráfico N° 1.6.40: Ducto de Ica................... ........................................................... 342
Gráfico N° 1.6.41: Gasoducto Sur .................. ........................................................ 343
Gráfico N° 1.6.42: Expansión de la Red Principal de Cálidda ................................ 347
Gráfico N° 1.6.43: Evolución de las Regalías del Ga s (Millones de US$) .............. 357
Gráfico N° 1.6.44: Consumo Energía – Sector Residen cial y Comercial ............... 385
Gráfico N° 1.6.45: Consumo de Energía – Sector Públ ico ..................................... 385
Gráfico N° 1.6.46: Consumo de Energía – Sector Tran sporte ............................... 386
Gráfico N° 1.6.47: Consumo de Energía – Sector Indu strial .................................. 386
Gráfico N° 1.6.48: Consumo Total de Energía por Tip o ......................................... 387
Gráfico N° 1.6.49: Estructura del Balance de Energí a 2009 .................................. 388
Gráfico N° 1.6.50: Mapa de Potencial Geotérmico del Perú .................................. 415
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 91
Gráfico N° 1.6.51: Progreso del Programa de Equipam iento Propuesto en el Plan
Maestro de Geotermia ................................................................ 416
Gráfico N° 1.6.52: Mapa de Regiones Geotérmicas de Mayor Interés en el Perú . 417
Gráfico N° 1.6.53: Costos Estimados de Generación E ólica en el Continente - Año
2015 ............................................................................................ 422
Gráfico N° 1.6.54: Potencia Instalable RER en Futur os Evaluados (MW).............. 429
Gráfico N° 1.6.55: Portafolio de Generación con RER Año 2040 - F1 ................... 430
Gráfico N° 1.6.56: Inversiones Típicas (US$/kW) – R ER ....................................... 431
Gráfico N° 1.6.57: Turbinas Eólicas y las Perspecti vas Futuras ............................ 447
Gráfico N° 1.6.58: Potencia Instalada RER- Año 2040 .......................................... 450
Gráfico A.1.2.1: Proyección de Disponibilidad de Gas Seco (Área Camisea) a la
Salida de Planta de Malvinas (MMPCD) ..................................... 512
Gráfico A.1.2.2: Disponibilidad LGN Camisea (MBPD) .......................................... 513
Gráfico A.1.2.3: Disponibilidad de LGN Noroeste (MBPD)..................................... 513
Gráfico A.1.2.4: Disponibilidad LGN Aguaytía (MBPD) .......................................... 514
Gráfico A.1.2.5: Disponibilidad Petróleo Crudo (MBPD) ........................................ 515
Gráfico A.1.2.6: Disponibilidad Petróleo Noroeste (MBPD).................................... 516
Gráfico A.1.2.7: Disponibilidad Petróleo en el Zócalo (MBPD)............................... 516
Gráfico A.1.2.8: Disponibilidad Petróleo en la Selva (MBPD) ................................ 517
Gráfico A.1.4.1: Criterio de Dominancia Significativa Condicional en el Caso Bajo
Análisis ....................................................................................... 532
Gráfico A.1.6.1: Matriz de Resultados: Cantidad de Futuros en los que Cada Plan es
el Mejor Según Atributo .............................................................. 546
Gráfico A.1.7.1: Proyección de la Demanda de Energía Útil para los años 2010,
2020, 2030 y 2040 - Futuro con PBI Base (TJ)........................... 552
Gráfico A.1.7.2: Proyección de la Demanda de Energía Útil para los años 2010,
2020, 2030 y 2040 - Futuro con PBI Base (TJ)........................... 553
Gráfico A.1.7.3: Demanda a Nivel de Energía Útil por Sectores 2010 - 2040 – Futuro
con PBI Base (TJ) ....................................................................... 554
Gráfico A.1.7.4: Comparación de las Proyecciones de la Demanda a Nivel de
Energía Útil para los Futuros con PBI Base, Optimista y Pesimista
(TJ) ............................................................................................. 555
Gráfico A.1.7.5: Comparación de las Proyecciones de la Demanda de Energía
Eléctrica a Nivel de Energía Útil para los Futuros con PBI Base,
Optimista y Pesimista (TJ) .......................................................... 556
Gráfico A.1.8.1: Evolución de la Demanda de Energía Con y Sin Programas de
Eficiencia Energética en Todos los Sectores (2009-2018) ......... 557
Gráfico A.1.10.1: Capacidad Mundial Instalada de Potencia Solar Fotovoltaica 1995
– 2010 ......................................................................................... 564
Gráfico A.1.10.2: Capacidad de Potencia Instalada Acumulada de los 10 Primeros
Países ......................................................................................... 565
Gráfico A.1.10.3: Capacidad Mundial Instalada de Potencia Eólica ....................... 566
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 92
Gráfico A.1.10.4: Capacidad Instalada Eólica en el Año 2009 y Acumulada en los 10
Primeros Países ......................................................................... 567
Gráfico A.1.10.5: Turbinas Eólicas y las Perspectivas Futuras .............................. 569
Gráfico A.1.10.6: Plantas de Pellets en Europa ..................................................... 576
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 93
Listados de Diagramas:
Diagrama 1.3.1: Proceso de Determinación de la NUMES OBJETIVO (A)............ 127
Diagrama 1.3.2: Proceso de Determinación de la NUMES OBJETIVO (B)............ 128
Diagrama 1.3.3: Proceso de Determinación de la NUMES OBJETIVO (C) ........... 129
Diagrama 1.3.4: Balance y Modelo Energético ...................................................... 137
Diagrama 1.3.5: Procedimiento para la Proyección de la Demanda de Energía.... 138
Diagrama 1.3.6: Modelo Eléctrico y RER ............................................................... 142
Diagrama 1.3.7: Módulo de Carbón Mineral........................................................... 165
Diagrama 1.3.8: Módulo de Biomasa ..................................................................... 166
Diagrama 1.3.9: Balance de Carbón Mineral y Coque ........................................... 167
Diagrama 1.3.10: Consolidación del Balance Nacional de Energía ....................... 168
Diagrama 1.3.11: La EAE en el Proceso de Decisiones ........................................ 170
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 94
Listado de Abreviaturas y Acrónimos
AMC
ANA
ANP
APEC
AT
BEN
BID
BNE
BNE
BOOT
BT
C.E.
C.H.
C.T.
CAPEX
CENERGÍA
CEPLAN
CER - UNI
CER’s
COES
COFIDE
CRT
D.L.
D.S.
DGAAE
DGE
DGEE
DGER
DM
DOE
DS
E&P
EAE
EE
EIA
ELECTROPERU
Análisis Multicriterio
Autoridad Nacional del Agua
Área Natural Protegida
Asia Pacific Economic Cooperation
Alta Tensión
Balance Energético Nacional
Banco Interamericano de Desarrollo
Balance Nacional de Energía
Balance Nacional de Energía
Built-Own-Operate-Transfer
Baja Tensión
Central Eólica
Central Hidroeléctrica
Central Térmica
Costos de Inversión
Centro de Conservación de la Energía y del
Ambiente
Centro Nacional de Planeamiento Estratégico del
Perú.
Centro de Energías Renovables de la Universidad
Nacional de Ingeniería
Certificados de Emisiones Reducidas
Comité de Operación Económica del Sistema
Es un banco de desarrollo de segundo piso que
canaliza los recursos que administra a través de
otras instituciones financieras
Cathode Ray Tube
Decreto Ley
Decreto Supremo
Dirección General de Asuntos Ambientales
Estratégicos del MEM
Dirección General de Electricidad
Dirección General de Eficiencia Energética del MEM
Dirección General de Electrificación Rural
Despacho Ministerial
Department of Energy – USA
Decreto Supremo
Exploración y Producción de Hidrocarburos
Evaluación Ambiental Estratégica
Eficiencia Energética
Estudio de Impacto Ambiental
Empresa estatal de derecho privado de
Electricidad del Perú S.A.
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Pág. 95
ESMAP
FAO
FODA
FONA
FONAN
FONER
FONIM
GART
GEF
GEI
GLP
GM
GN
GNV
GRP
HA
Henry Hub
HHI
HVDC
IDH
IEA
IGV
INDECI
INDECOPI
INEI
INGEMMET
ISC
JICA
L.T.
LADEGE
LCD
LCE
LCE
LGN
Energy Sector Management Assistance Program
del Banco Mundial
Organización de las Naciones Unidas para la
Alimentación y Agricultura
Análisis de Oportunidades/Amenazas/Fortalezas y
Debilidades
Fondo Nacional del Ambiente
Fondo Nacional del Ambiente
Fondo Nacional de Electrificación Rural
Fondo Multilateral de Inversiones
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
Global Environment Facility
Gases de Efecto Invernadero
Gas Licuado del Petróleo
Gasolina Motor
Gas Natural
Gas Natural Vehicular
Garantía de Red Principal
Hectáreas
Es un punto del mercado de gas en US (Luisana)
para las transacciones de contratos futuros
negociados en el New York Mercantile Exchange
(NYMEX).
índice de concentración Herfindahl Hirschmann
High-Voltage Direct Current
Índice de Desarrollo Humano que abarca una
variedad de aspectos sociales, económicos y
políticos que tienen impacto en la calidad de la
vida humana y es calculado por Naciones Unidas
International Energy Agency
Impuesto General a las Ventas
Instituto Nacional de Defensa Civil
Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y
de la Protección de la Propiedad Intelectual
Instituto Nacional de Estadística e Informática
Instituto Geológico Minero y Metarlúrgico
Impuesto Selectivo a los Combustibles.
Cooperación Japonesa
Línea de Transmisión
Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica
Liquid Crystal Display
Ley de Concesiones Eléctricas
Ley de Concesiones Eléctricas
Líquidos del Gas Natural
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LOH
MAT
MDL
MEF
MEM
MINAG
MINAG
MINAM
MINMAX
Mod E – A
MT
MTC
NBP
NTPs
NUMES
OECD
OEFA
OLADE
ONG
ONP
ONU
OPEX
OSINERGMIN
P
P1
P2
P3
PAE
PBI
PETROPERÚ
PI
Plan NUMES
PNER
PPT
PROINVERSIÓN
Ley de Hidrocarburos
Muy Alta Tensión
Mecanismo de Desarrollo Limpio
Ministerio de Economía y Finanzas
Ministerio de Energía y Minas
Ministerio de Agricultura
Ministerio de Agricultura
Ministerio del Ambiente
Análisis de Minimización del Arrepentimiento
Máximo
Modelo Energético Ambiental desarrollado por el
Consorcio Consultor en el marco del Estudio.
Media Tensión
Ministerio de Transporte y Comunicaciones
Nacional Balancing Point es un punto virtual de
transacciones del mercado de gas de UK
Normas Técnicas Peruanas de Eficiencia
Energética para equipos y aparatos consumidores
de energía
Nueva Matriz Energética Sostenible
Organisation for Economic Co-operation and
Development
Organismo de Evaluación y Fiscalización
Ambiental
Organización Latinoamericana de Energía
Organización No Gubernamental
Oleoducto Nor Peruano
Organización de Naciones Unidas
Costos de Operación y Mantenimiento
Organismo Supervisor de la Inversión en la
Energía y Minería
Plan
Reservas Probadas de Hidrocarburos
Reservas Probable de Hidrocarburos
Reservas Posibles de Hidrocarburos
Proyecto para Ahorro de Energía
Producto Bruto Interno
Empresa Petrolera Nacional del Perú
Petróleo Industrial
Plan NUMES OBJETIVO recomendado por el
Consorcio Consultor
Plan Nacional de Electrificación Rural
Primer Plan de Transmisión
Agencia de Promoción de la Inversión Privada –
Perú
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RER
RER
S.A.C.
SCT
SEIN
SENAMHI
SERNANP
SGT
SPT
SS.EE.
SST
STI
TdR
TGP
TIE
Trade Off
TUTGN
VAD
WTI
Recursos
Energéticos
Renovables
No
convencionales
Recursos Energéticos Renovables
Sociedad Anónima Cerrada
Sistema Complementario de Transmisión
Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología
Servicio Nacional de Áreas Naturales Protegidas
Sistema Garantizado de Transmisión
Sistemas Principal Transmisión
Subestación Eléctrica
Sistemas Secundario Transmisión
Servicio de Transporte interrumpible
Términos de Referencia
Transportadora de Gas del Perú
Transacciones Internacionales de Energía
Análisis de Compensación de Conflictos entre
Objetivos
Tarifa Única de Transporte de Gas Natural
Valor Agregado de Distribución
Precio del Petróleo en Mercado de US (West
Texas Intermediate)
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Listado de Unidades de Medidas
Tipo de Unidad
Área
Área
Dinero
Dinero
Eléctrica
Eléctrica
Eléctrica
Eléctrica
Eléctrica
Eléctrica
Eléctrica
Energía
Energía
Energía
Energía
Flujo
Longitud
Longitud
Masa
Masa
Tiempo
Volumen
Volumen
Volumen
Volumen
Volumen
Volumen
Unidad
Hectárea
Metro cuadrado
Nuevos soles
Dólar de los Estados Unidos
kilovoltio (1,000 V)
kilovatio (1,000 W)
kilovatio hora (1,000 W.h)
Megavatio (1,000,000)
Megavatio hora (1,000,000 W.h)
Gigavatio (1,000,000,000 W)
Gigavatio hora (1,000,000,000 W.h)
Joule
Terajoule (1,000,000,000,000 J)
Unidad térmica británica
Un millón de BTU (1,000,000 BTU)
1,000 barriles por día
Kilometro
Pie
Kilogramo
Toneladas
Horas
Barriles
Litro
Metros cúbicos
Pies cúbicos por día
Un millón de PCD (1,000,000 PCD)
Trillones de Pies Cúbicos
Símbolo
Ha
m2
S/.
US$
kV
kW
kW.h
MW
MW.h
GW
GW.h
J
TJ
BTU
MMBTU
MBPD
km
Pie
kg
Ton
Hrs
Bbl
Lt
m3
PCD
MMPCD
TCF
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 99
ELABORACIÓN DE LA NUEVA MATRIZ ENERGÉTICA SOSTENIBLE
Y EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA, COMO
INSTRUMENTOS DE PLANIFICACIÓN
COMPONENTE 1
1.
NUEVA MATRIZ ENERGÉTICA SOSTENIBLE
1.1.
Introducción
Este Informe Final presenta el Estudio que desarrolla una estrategia de planificación
para el sector energético peruano en los próximos 30 años, apoyada en los
siguientes objetivos centrales para este servicio de consultoría: diseñar una nueva
matriz energética que permita el uso racional de los recursos atendiendo metas de
política energética, y elaborar una Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) a efectos
de contribuir a garantizar la sostenibilidad de la nueva matriz energética (NUMES
OBJETIVO).
El Estudio que presenta el Consorcio Consultor R.García Consultores S.A.- ARCAN
Ingeniería S.A.- CENERGIA fue solicitado por el Ministerio de Energía y Minas y ha
contado con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo1 y del Ministerio de
Economía y Finanzas. El equipo de trabajo del Consorcio estuvo conformado por
profesionales con especialidades subsectoriales, ambientales y sociales,
regulatorio- legales, y técnico- económicas, quienes contribuyeron en diferentes
secciones y etapas del Estudio.
Durante el Estudio se hicieron numerosas tareas que van desde la elaboración de
un Diagnóstico del sector energético, el armado de escenarios, su evaluación
mediante un modelo energético socioambiental, selección de la NUMES OBJETIVO
y su evaluación ambiental estratégica, y los planes subsectoriales que guían la
futura implementación de la NUMES en las próximas tres décadas.
Para alcanzar un producto que sea de utilidad para el Gobierno Peruano a través de
su Ministerio de Energía y Minas - contraparte técnica de este Estudio-, el consorcio
mantuvo un contacto permanente con los profesionales del Ministerio abocados al
seguimiento de las tareas. En el mismo orden de importancia, se llevaron a cabo
numerosas reuniones con instituciones públicas y privadas, y se presentaron los
principales hallazgos del Estudio en Talleres de trabajo – técnicos,
socioambientales- que contaron con la presencia de profesionales del sector,
representantes de organizaciones no gubernamentales, representantes de
1
El Estudio está apoyado en la siguiente cooperación técnica del BID: “Apoyo a la Estrategia Energética del
Perú” como se indica en los Términos de Referencia de este Estudio.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 100
empresas del sector y funcionarios de diversos estamentos gubernamentales con
relación directa a este estudio.
El Estudio fue supervisado en todas sus etapas2, y esta interacción ha sido
sumamente provechosa para el objeto del mismo. Los Talleres realizados le
permitieron tanto al Consorcio como a la contraparte discutir, priorizar
preocupaciones y sugerencias, contribuyéndose de esa manera a un producto de
calidad. En ese sentido, el Consorcio agradece a las autoridades del MEM, MEF,
BID el haber tenido la oportunidad de entregar un producto que a nuestro entender
será útil para la estrategia e implementación de la política energética.
El país cuenta con una potencialidad de recursos y reservas de energéticos
primarios convencionales renovables y no renovables (hidrocarburos líquidos y gas
natural, hidroenergía) y no convencionales (eólica, geotermia, biomasa) que brinda
oportunidades enormes para apuntalar el desarrollo de la economía de manera
sustentable. Convertir esos recursos en energía para atender las necesidades de la
población alcanzando objetivos de política es un desafío, no solamente por las
condiciones de contorno (presencia de mercados aislados, distancia entre la
localización de los recursos y las poblaciones, tendencia a la concentración de la
producción de energía en la zona Central, entre otros), sino también porque implica
compromisos sociales y políticos de largo plazo – política de Estado- y de
reorganización institucional que permitan llevar adelante esa planificación
estratégica.
El estudio propone una matriz energética diversificada con aumentos en las
participaciones del gas y las fuentes renovables y disminuciones en el petróleo y
carbón. La participación del gas natural en la oferta interna bruta pasa de 40.1% al
53.2% hacia el final del periodo de estudio. El petróleo crudo y el carbón mineral
registran disminuciones del 35.7% al 18%, y del 3.9% al 1.8%, respectivamente. Las
fuentes de energía renovables incluida la hidroenergía, incrementan su participación
hacia el final del periodo de evaluación, llegando a representar el 27.1%. Por otra
parte, en el Estudio se formulan los correspondientes planes subsectoriales
(hidrocarburos- petróleo, gas y derivados-, energía eléctrica convencional,
renovables, y de eficiencia energética) con metas físicas y monetarias. En un lapso
de 30 años, las inversiones totales en valores corrientes alcanzarán a US$ 83,439
millones, lapso en el que se pretende multiplicar por 2.2 la producción de energía. El
consumo energético por habitante llegará a 0.042 TJ, o sea un 94.7% por encima de
su valor en la actualidad.
Llegar a esta propuesta de matriz energética significó balancear objetivos que
pueden ser contrapuestos (una mayor diversificación de las fuentes de producción
de energía con un elevado porcentaje de renovables no convencionales y minimizar
el costo energético total pueden ir en sentido contrario). En total se evaluaron un
conjunto de 133 escenarios que se correspondían con 19 planes con diferentes
opciones de cobertura, grado de diversificación energética, entre otras opciones,
bajo diferentes condiciones de incertidumbre en materia de precios internacionales
de la energía, crecimiento de la economía y disponibilidad de los recursos.
2
Dr. Hyde Merril, Supervisor del Estudio NUMES.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 101
La metodología y modelos implementados para el armado de los escenarios,
evaluación y la objetividad puesta en la elección entre planes alternativos conforman
una herramienta útil para los Hacedores de Política Energética en el planeamiento
estratégico.
Este estudio es un primer avance de la visión estratégica a largo plazo del sector
energía en el Perú, el cual, deberá ir actualizándose en función de los cambios
tecnológicos y de las proyecciones de la oferta y la demanda de energéticos en el
país. Es decir, no representa un trabajo final estático, sino más bien deberá
actualizarse y revisarse progresivamente.
El Informe Final del Estudio NUMES en sus dos componentes: Componente 1
Nueva Matriz Energética Sostenible, Componente 2 Evaluación Ambiental
Estratégica. El Componente 1 incluye la elección de la NUMES y Planes
Subsectoriales del Sector Energético, y el Componente 2, la Evaluación Ambiental
Estratégica que legitima el planeamiento energético.
1.2.
Diagnóstico del Sector Energético
1.2.1.
Introducción
El Perú está confrontado al desafío de robustecer su sistema energético de manera
que acompañe el crecimiento de su economía y eleve el bienestar de su población
de una forma sustentable socioambientalmente. Este estudio procura responder a
problemas, y recomendar soluciones, de tipo estructural de largo plazo y, en
consecuencia, no pretende aportar soluciones a las restricciones de coyuntura del
sector de la energía. Los problemas a los que está sujeto este sector son analizados
en este diagnóstico de manera a consolidar información para el diseño de la
NUMES, y los Planes Energéticos que la acompañan. El objetivo es lograr el
establecimiento de una herramienta útil para la planificación sectorial a fin que en el
futuro estos problemas sean evitados o se logre disminuir su eventual recurrencia.
En este diagnóstico se presentan: los puntos salientes del escenario energético
internacional, la evolución histórica de los indicadores socio-económicos del país, la
evolución de la matriz energética, el diagnóstico del sector puntualizando para cada
subsector (electricidad, gas, petróleo, etc.) los principales desafíos institucionales y
de organización que actualmente obstaculizan alcanzar los objetivos planteados de
Política Energética.
Cabe señalar que el presente diagnóstico tiene como fundamento las tareas
cumplidas en el marco de la presente Consultoría que forman parte del numeral
3.1.1 de los TdR.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 102
1.2.2.
El Escenario Energético Internacional
El Perú no está ajeno a las principales tendencias y cambios en el sector energético
mundial en particular en lo referido a la introducción de nuevas tecnologías, a los
cambios en los precios relativos de los energéticos en respuesta a nuevas
condiciones de oferta y demanda de las fuentes de energías primarias, a la
introducción de medidas de eficiencia energética, y a las medidas y acuerdos que
establece la comunidad internacional para el cuidado del medio ambiente.
El crecimiento de la demanda mundial de energía que acompaña principalmente al
crecimiento de la economía en su conjunto y de la población3, ha estado enmarcado
en las décadas precedentes por los siguientes fenómenos: el aumento de la
urbanización y de la motorización; el rápido crecimiento de los países en desarrollo
de medianos y bajos ingresos, principalmente de China e India; una mayor
utilización de fuentes renovables no convencionales; la disminución de la intensidad
energética, y, a pesar de los primeros acuerdos, por una mayor emisión de gases de
invernadero.
Se espera que en los próximos 20 años, las tasas de crecimiento del consumo de
energía primarias disminuyan. La proyección de los coeficientes de intensidad
energética indica su disminución que ya es notable en las economías de los países
desarrollados de la OECD y previsible, a partir de la siguiente década, para el resto
de los países.
Los gráficos siguientes muestran los sectores que impulsarán el crecimiento de la
demanda de energía, su distribución entre regiones en el planeta y las fuentes de
energía primaria.
3
Véase BP Energy Outlook 2030 - Enero 201. Allí se desarrolla un escenario base que indica las tendencias que
pueden razonablemente esperarse según el conocimiento de sus autores. Luego se desarrollan otros
escenarios para contrastación, incluyendo uno con medidas de Política Energética y otro de alto crecimiento
de la economía mundial.
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Pág. 103
Gráfico N° 1.2.1: Uso Mundial de la Energía y Consu mo por Regiones
Fuente: BP Energy Outlook 2030
Gráfico N° 1.2.2: Consumo Mundial de Energía por Fu entes
Fuente: BP Energy Outlook 2030
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Gráfico N° 1.2.3: Crecimiento del Consumo Mundial d e Energía por
Sectores. 2010-2030
Fuente: BP Energy Outlook 2030
En los próximos 20 años, el consumo de energías renovables y del gas natural
crecerá a expensas del petróleo y el carbón principalmente, no obstante estas dos
energías fósiles continuarán teniendo una importancia mayor en la matriz energética
mundial. Hasta el accidente de las centrales de Fukushima en Japón en el año
2011, se esperaba un importante incremento de la fuente nucleoeléctrica, pero
seguramente muchos proyectos serán próximamente abandonados y/o retrasados
como resultado de una reevaluación de las consecuencias de los accidentes y las
posibles medidas de mitigación.
La preocupación en materia de la emisión de gases de invernadero seguirá presente
en los foros internacionales. En todo caso las proyecciones señalan que si bien las
emisiones de CO2 crecerán, lo harán a una tasa decreciente en comparación con la
última década – 1.9% anual en el período 1990-2010 y 1.2% en 2010-2030. Ello
como resultado del cambio en la composición de la matriz energética hacia
renovables y combustibles más limpios como el gas natural, y también gracias al
impacto de las medidas de eficiencia energética.
La demanda y oferta de combustibles líquidos crecerá lentamente en su conjunto, y
también a una tasa decreciente en comparación a los 20 años anteriores. Este
crecimiento lento es el resultado de dos fuerzas opuestas: por un lado, las políticas
implementadas en los países de la OECD para reemplazar el petróleo por
renovables -los biocombustibles pasarían a representar el 9% de la demanda en
esta década contra el 3% en la década del 90- y los cambios tecnológicos que
mejoran la eficiencia energética, en particular en el sector del transporte. Pero por
otro lado, se prevé un aumento importante en la demanda de combustibles líquidos
en los restantes países producto del crecimiento de la industria y de la demanda de
transporte, impulsados principalmente por China y los países de Asia.
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Pág. 105
El incremento esperado de los biocombustibles en la matriz energética mundial se
basaría en el sostenimiento de políticas de promoción e innovaciones tecnológicas
que disminuyen el costo de producción en forma conjunta con el incentivo que
representan los altos precios del petróleo. Es así que algunos expertos pronostican
que a partir de 2020 el 40% del incremento de la demanda de combustibles líquidos
estará cubierto por los biocombustibles.
En ese contexto de competencia con los biocombustibles y los líquidos del gas
natural, es probable que a partir del 2020 se genere un exceso de capacidad de
refinación primaria en los países desarrollados, ya que el incremento de la demanda
de combustible en China y en varios países emergentes iría acompañado de
inversiones en refinación. Esto debería deprimir significativamente los márgenes de
esa actividad, lo que significa que deben ponderarse adecuadamente las
inversiones en nuevas refinerías. Las inversiones en refinación tendrán que
focalizarse a mejoras en la capacidad de conversión para procesar fracciones
pesadas de combustible motor con mejores especificaciones técnicas.
En materia de gas natural se pronostica que ésta será la fuente de energía fósil que
más crecerá. China liderará el consumo y los sectores que dinamizarán su
crecimiento son la generación eléctrica y la industria. La oferta de gas natural se
verá respaldada por reservas no convencionales de gas (gas de esquistos
principalmente) que adicionarían al menos 30 años, o quizás más, a los 60 años de
reservas convencionales actualmente identificados.
Este escenario base se contrasta con uno de alto crecimiento y otro en el que se
implementan políticas energéticas que incluyen: costo para las emisiones y mejores
tecnologías en emisión de carbono. Los resultados que se alcanzarían son bastante
elocuentes respecto del escenario base. Una disminución de 5.5 billones de
toneladas de CO2 se alcanzaría a través de los siguientes efectos: a) cambios en la
utilización de combustibles – 51%-, b) Secuestro de Carbono – 11%- y c) medidas
adicionales de Eficiencia Energética – 38%.
En este marco, el precio del petróleo crudo se espera que continúe en los altos
niveles de la actualidad. Los estudios del IEA y del Departamento de Energía de los
Estados Unidos, muestran diversas proyecciones de precio del petróleo, todas
crecientes en los próximos años. Para el año 2015 se espera que el crudo tenga
precios promedio levemente superiores a los 100 US$/bbl. Hacia el 2025 los precios
fluctuarían entre los 145 y 165 US$/bbl, mientras que al 2035 se podrían esperan
precios de entre 180 y 220 US$/bbl. Por su parte, las estimaciones del precio del
gas natural en Henry Hub muestran intervalos de precios mucho menores; de 4.9 a
5.3 US$/MMBTU para 2015, y de entre 7.0 a 8.2 US$/MMBTU para 2035; dichas
proyecciones contemplan diversos escenarios de producción del gas no
convencional en Estados Unidos particularmente.
Las principales tendencias del sector energético en los próximos 20 años se pueden
resumir en:
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Pág. 106
a)
b)
mayor diversificación energética con mayor presencia de renovables;
la seguridad de suministro, las restricciones a la emisión de gases de
invernadero y las medidas de eficiencia energética serán una nota constante
en la políticas energéticas de los países;
más del 90% del crecimiento de la energía primaria será responsabilidad de
los países “fuera” de la OECD;
seguirá creciendo la participación del gas natural – incluyendo el GNL- a
expensas del petróleo y del carbón-; hasta el 40% del incremento provendría
de gas no convencional-;
una política activa en materia de emisiones en el sector eléctrico podría
disminuir considerablemente el CO2;
los precios del petróleo continuarán en los niveles actuales con una tendencia
al alza, esperando alcanzar precios de entre 160 y 190 US$/bbl para 2030;
por su parte el precio del gas en Henry Hub continuará desacoplado en
relación al crudo y derivados, proyectándose a valores de entre 6.5 y 7.6
US$/MMBTU al 2030; a corto y mediano plazo es esperable que en el
comercio internacional de GNL se observen precios deprimidos hasta tanto
exista una “burbuja de gas” en los Estados Unidos.
c)
d)
e)
f)
g)
1.2.3.
Aspectos Salientes de la Economía Peruana
En los últimos años, Perú ha experimentado una sustantiva mejora en sus
indicadores socio-económicos, tanto en lo referente al crecimiento de la producción,
de la riqueza por habitante y de la distribución del ingreso. Esto ha sido producto de
una considerable mejora en los términos de intercambio, que permitió aumentar de
forma significativa sus exportaciones e inversiones, al tiempo que se lograban
ciertos objetivos macroeconómicos esenciales para todo proceso de desarrollo
como la reducción de la inflación, la estabilidad de precios domésticos y el equilibrio
presupuestario y externo.
Cuadro N° 1.2.1: Principales Indicadores Socio Econ ómicos (1980-2010)
PBI Real
var. % promedio año
1980-89
0%
Precios al Consumidor
var. % promedio año
194%
112%
2%
3%
100
69
66
88
Términos de Intercambio Base 1980-89=100
1990-99
3%
2000-2005
4%
2006-2010
7%
Cuenta Corriente
% del PBI
-5%
-6%
-1%
0%
Inversión
% del PBI
24%
21%
20%
23%
PBI per capita
US$ / habitante
1,387
1,946
2,375
4,209
Desempleo
Promedio período
7%
8%
9%
8%
Índ. Desarrollo Humano
Promedio período
0.687
0.737
0.759
0.805
Población
var. % promedio año
2.3%
1.5%
1.5%
1.7%
Fuente: FMI, Banco Mundial, MEF, BCRP, INEI.
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Pág. 107
El período 2006-2010 ha sido muy beneficioso para la economía peruana, con un
crecimiento promedio del PBI de 7% durante dichos años, cuando en el primer lustro
de la década pasada había sido de 4%, y en las décadas de los ochenta y noventa
fue nulo y 3%, respectivamente.
La estabilidad interna de precios lograda en toda la década pasada y que se
proyecta continúe en el futuro, con tasas de inflación minorista que, en promedio, no
superaron el 3% anual, fue un éxito importante. Esto contrasta con décadas
anteriores, donde el país sufrió episodios de inflación anuales de hasta tres dígitos.
Buena parte del éxito de la política económica ha sido mantener el crecimiento de
los precios internos, en un contexto de fuerte alza de los precios de las
exportaciones, lo que a su vez permitió mejorar los términos de intercambio en 30%
en 2006-2010 en relación a 2000-2005 y a lo observado en los años noventa. Con la
expansión de las exportaciones impulsadas esencialmente por el sector minero, se
mejoró fuertemente el saldo comercial, apuntalando el equilibrio de las cuentas
externas, que se mostraron balanceadas en relación a períodos anteriores.
En una mirada retroactiva de mediano plazo, el sector de servicios aportó casi el
40% del crecimiento del PBI en el transcurso del período 2005-2010 y 2000-2010,
seguido por el sector comercial (17% y 16%, respectivamente) y por el sector
manufacturero (14% y 15%, respectivamente). No obstante, otros sectores, como la
minería y metalurgia han mostrado un dinamismo superior al del PBI, siendo
receptores de importantes volúmenes de inversiones extranjeras directas.
A su vez, tanto la inversión como el nivel de empleo mejoraron relativa y
significativamente en el período 2006-2010. La formación bruta de capital de este
período representa el 23% del PBI, mientras que el desempleo disminuyó a un nivel
aproximado del 8%.
En este marco de crecimiento sostenido, el ingreso per cápita mejoró notablemente,
aumentando el 77% en dólares en relación al primer lustro de la década pasada y
más que duplicando el nivel promedio de los años noventa. Actualmente el PBI per
cápita supera los US$ 5,000.
Todo lo anterior estuvo acompañado de mejoras en los indicadores sociales a nivel
promedio país y de una importante caída en los niveles de pobreza: así, mientras en
el 2003 la población bajo la línea de pobreza alcanzaba el 52% de los habitantes, al
2009 este indicador había caído al 35%. A su vez, los ingresos per cápita
aumentaron más del 30% en dicho lapso, fenómeno que se observó en todas las
regiones del país, aunque con distinta intensidad, ya que se incrementó en mayor
medida en las regiones de mayores ingresos. Como consecuencia de todo lo
anterior, se verificó una importante mejora en la distribución del Ingreso y en un
aumento del Índice de Desarrollo Humano, denotando una mejora en la calidad de
vida de la población en general, pero nuevamente con una alta dispersión a nivel
regional, particularmente las zonas rurales y la selva.
El desafío en las próximas décadas incluye continuar creciendo y trabajar sobre la
disminución de las diferencias de ingreso per-cápita entre regiones y segmentos de
la población. El aumento del poder de consumo del segmento de clase media que
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Pág. 108
ha devenido mayoritario comienza a consolidarse como motor del crecimiento de la
economía peruana.
La economía tiene un horizonte de corto a mediano plazo promisorio, según las
proyecciones oficiales y privadas. Éstas dan cuenta de un período no menor a tres
años de crecimiento con tasas anuales de aumento del PBI de entre 5% y 6%4, una
inflación contenida y menor al 4% e importantes saldos comerciales positivos. A su
vez, la inversión privada y pública seguirá mostrando una dinámica altamente
positiva, con un nivel de crecimiento superior al del PBI.
Entre los sectores con mayor dinamismo, se incluyen la manufactura, electricidad y
agua, y construcción con tasas de crecimiento mayores a las del resto de la
economía. Sectores como el minero se espera continúen contribuyendo con fuertes
inversiones – es el sector que más inversión extranjera ha recibido y que presenta
los mayores proyectos en requerimientos de generación- véase COES5.
1.2.4.
Evolución de la Matriz Energética
La demanda de energía del Perú ha mantenido una tendencia de crecimiento vis a
vis el nivel de actividad de la economía y los ingresos de la población. Sin embargo,
en la comparación del consumo energético por habitante el Perú aparece con un
consumo energético per cápita inferior al promedio en Sudamérica, pero con una
tendencia de crecimiento como se ilustra en el gráfico siguiente.
Gráfico N° 1.2.4: Relación Consumo de Energía Per C ápita vs. PBI Per
Cápita
Consumo por habitante (TJ / Población)
60.0
50.0
40.0
30.0
2009
20.0
1990
10.0
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
PBI per cápita (miles US$ de 1995)
Perú
Sudamérica + México
Fuente: BNE
4
5
Marco de Referencia Multianual, 2011-2013, Ministerio de Economía y Finanzas (MEF).
Primer Plan de Transmisión Eléctrica, período 2011-2020, Informe Final del Estudio.
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Pág. 109
La estructura del consumo energético se ha volcado históricamente hacia el
consumo de hidrocarburos, en particular, petróleo y sus derivados. Muestra de ello
es la evolución de su Oferta Interna Bruta de energía primaria6, que en el pasado se
encontraba concentrada principalmente en el petróleo crudo y en la leña (casi 80%
en los años setenta, ochenta y noventa), y que más recientemente ha dado una
mayor participación al gas natural y a la energía hidroeléctrica.
Así, en la década de los 70, la oferta interna bruta de energía se encontraba
compuesta por un 54% de petróleo y otro 28% de leña, con ínfima participación de
la hidroenergía y del gas natural. Durante los años ochenta y noventa la
participación del petróleo siguió aumentando hasta alcanzar -en promedio- 61% de
la oferta; paralelamente la leña comienza a darle paso a la hidroenergía que en los
noventa promedió un 11% de la oferta interna bruta.
En la actualidad, la matriz energética dio un vuelco importante tanto a nivel de
energías primarias en su composición, como en su transformación, ya que ha
aumentado la relación energía secundaria/primaria. De esta manera, en la
actualidad el petróleo representa el 39%, el gas natural y los líquidos del gas un
33% y la hidroenergía otro 11%, como las tres principales fuentes de la oferta
interna energética del Perú.
Gráfico N° 1.2.5: Oferta Interna Bruta de Energía, 1970-2009
Incluye Energía Comercial y No Comercial
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1970-79
1980-89
1990-99
2000-04
Ca rbón Mine ra l
Le ñ a
Bo sta y Ya re ta
P e tróle o Crudo
Ga s Na tu ra l
Hidro Ene rgía
2009
Ba ga zo
Fuente: Balance Nacional Energético
Por su parte, en el período 1970-2009 el consumo nacional de energía ha crecido a
una tasa media del 1.5% anual por debajo de la tasa de crecimiento de la población.
El 61% del incremento en el consumo energético entre 1970 y 2009 fue aportado
por el sector Transporte, mientras que un 38% lo aportaron los sectores Minería e
Industria. El consumo del sector residencial y comercial creció en dicho período a
6
Considera de forma agregada a la producción total, la variación de inventarios y las importaciones;
descontando la energía no aprovechada y las exportaciones.
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Pág. 110
una tasa de 0.5% anual, exhibiendo un importante cambio en el patrón de
energéticos consumidos. El paso de combustibles tradicionales – leña, bosta, yareta
entre otros – a hidrocarburos líquidos y GLP ha estado acompañado de una mejora
de eficiencia notable.
La evolución del consumo de energía a lo largo del tiempo mostró diversos matices.
Durante la década de 1970-1980, el consumo nacional de energía creció a una tasa
anual del 1.9%, destacándose los sectores Minería e Industria con tasas anuales de
9.7% y 3.5%, respectivamente. En este mismo periodo el consumo del sector
Transporte creció a una tasa anual del 3%. Entre los hechos más relevantes que
contribuyeron en este comportamiento se destacan, por un lado, la política industrial
aplicada en dicho período, la cual se orientó fuertemente a la sustitución de
importaciones, posibilitando el aumento de la producción y consumo de energía del
sector manufacturero, y por el otro, el desarrollo de importantes proyectos mineros
como los yacimientos cupríferos de Cuajone y Toquepala que incrementaron
sustancialmente el consumo energético del sector.
En la década 1980-1990, el consumo nacional de energía decreció a una tasa anual
de 0.7%, siendo los sectores Público (3.3%) y Transporte (1%), los únicos que
tuvieron una evolución positiva en su consumo energético; el resto de sectores
exhibieron un comportamiento negativo. El sector Industrial es el que más redujo su
consumo (-3.6%). Las dificultades sociales y económicas (violencia social y caída en
el nivel de actividad) fueron las principales causas en el descenso del consumo
energético.
En el período 1990-2000 el consumo de energía del país volvió a crecer, a una tasa
promedio anual de 2.2%, influenciado por el crecimiento de todos los sectores
productivos. En este periodo el sector Transporte creció a una tasa anual de 3.1%,
siendo superado por la Industria y Minería que crecieron a tasas de 5.8% y 4.5%,
respectivamente. El crecimiento de estos últimos dos sectores se debió a la
aplicación de políticas de promoción gubernamental, mientras que en el sector
Transporte obedeció a una política de liberalización del sector que posibilitó la
expansión del parque vehicular al permitirse la importación de vehículos usados.
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Cuadro N° 1.2.2: Evolución del Consumo Nacional de Energía por
Sectores: 1970-2009
Residencial y Comercial
Sector Público
Transporte
Agroindustria
Pesca
Minería
Industria
Total
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
% Total
TCP anual
Total TJ
TCP anual
1970
1980
1990
2000
134,055 166,958 152,483 149,052
41%
43%
42%
33%
2.2%
-0.9%
-0.2%
6,945
8,745
12,050
11,386
2%
2%
3%
3%
2.3%
3.3%
-0.6%
70,249
94,583 104,558 141,688
22%
24%
29%
31%
3.0%
1.0%
3.1%
23,974
10,828
9,623
10,731
7%
3%
3%
2%
-7.6%
-1.2%
1.1%
28,033
8,109
9,121
16,361
9%
2%
3%
4%
-11.7%
1.2%
6.0%
12,426
31,405
27,531
48,205
4%
8%
8%
11%
9.7%
-1.3%
5.8%
49,204
69,626
48,359
75,198
15%
18%
13%
17%
3.5%
-3.6%
4.5%
324,887 390,254 363,725 452,621
1.9%
-0.7%
2.2%
2009
164,819
28%
1.1%
10,836
2%
-0.5%
228,789
39%
5.5%
8,386
1%
-2.7%
10,978
2%
-4.3%
51,891
9%
0.8%
110,398
19%
4.4%
586,097
2.9%
Fuente: Balance Nacional Energético.
En el período 2000-2009, el consumo de energía del país creció a una tasa
promedio anual de 3.1%. En este periodo el crecimiento del consumo energético
estuvo liderado por los sectores Transporte (5.5%), e Industria (4.4%); sectores que
se desarrollaron en un período de crecimiento económico del país, motivado por el
alto precio de sus exportaciones mineras, y por el desarrollo del proyecto gasífero
de Camisea.
Merece una especial atención la participación del sector residencial y comercial, que
en 1970 tenía la más alta participación (42%) en el consumo nacional, pero casi
cuarenta años más tarde su participación se reducía a 28%. Esto refleja, por un
lado, el grado de la industrialización del país y, por el otro, el acceso que tiene el
sector residencial a energías comerciales como la electricidad, lo cual origina la
reducción en el consumo de biomasa, y coadyuva al mejoramiento de la eficiencia
energética del país.
En cuanto a las fuentes de energía utilizadas en el país durante el período 19702009, la biomasa ha sido la principal fuente utilizada hasta el año 1994, donde
comienza a perder liderazgo al ir cediendo participación a fuentes comerciales de
energía, como el Diesel, la electricidad, el GLP y el gas natural, este último en
menor medida.
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Pág. 112
En el caso del Transporte y Minería se destaca la inserción del Diesel en detrimento
de la gasolina y del petróleo industrial, respectivamente. En el caso específico del
Transporte esto se ha debido en buena parte al abaratamiento relativo del Diesel en
relación a la gasolina, en el marco de un fuerte aumento del transporte carretero
como consecuencia del crecimiento de la economía. El GLP y el gas natural han
penetrado en este sector, y en el caso particular del GNV se espera continúe
creciendo en Lima y en otras regiones cuando se lleven a cabo los ductos de
transporte de gas.
En cuanto a los denominados sectores productivos, en el sector Agropecuario
predomina la utilización del bagazo para generar vapor en reemplazo de
hidrocarburos, sobre todo en los ingenios azucareros. Por su parte, en el sector
Pesca el gas ha ido penetrando fuertemente desde 2003. En la Minería, el Diesel, el
petróleo industrial y la electricidad fueron los productos energéticos que presentaron
mayor participación, a lo que se debe destacar la aún incipiente contribución del gas
de Camisea. Finalmente en el sector Industrial al encontrarse el país en un proceso
de industrialización, su consumo ha crecido en 4.5% anual en los últimos diez años,
con un consumo energético diversificado dónde se destacan el carbón mineral, la
electricidad, el petróleo industrial, y a partir del año 2004 el gas natural, que en el
año 2009 representó el 16%.
Finalmente, otro aspecto relevante han sido los grandes volúmenes importados de
productos energéticos; en particular ha existido una alta dependencia del carbón
mineral, y sobre todo del petróleo y Diesel importados, los que empujan el déficit
comercial en este rubro. La importación de petróleo crudo se destina a la carga de
refinerías. No obstante que la entrada del gas de Camisea en el 2004 redujo el
volumen de importación de combustibles, los altos precios de los commodities
energéticos contribuyeron al deterioro del saldo comercial energético. Ahora bien,
en el 2011 la exportación del gas natural licuado (GNL) compensó el déficit existente
en la balanza de crudos y combustibles.
Gráfico N° 1.2.6: Evolución de la Balanza Comercial Energética: 1980-2011
Balanza Com ercial - Energía (Millones de US$)
1,000
500
(500)
(1,000)
(1,500)
(2,000)
(2,500)
B.Comercial Energía
Prom. 80-89
Prom. 90-99
Prom. 2000-05
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
1980
(3,000)
Prom. 2006-11
Fuente: MEF.
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Pág. 113
1.2.5.
El Desafío Energético para el Perú
La economía peruana se encuentra en un ciclo ascendente de actividad económica
acompañado de un fuerte crecimiento de las inversiones. Como se señaló
anteriormente, los indicadores de ingreso per cápita se han casi cuadruplicado
desde 1980, el nivel de pobreza se redujo a la mitad en treinta años y la tasa de
desempleo disminuyó. No obstante, quedan todavía deberes pendientes
importantes en lo económico, social y ambiental. La distribución del ingreso mejoró
en los centros urbanos de la costa principalmente pero contrasta con el
estancamiento de numerosas zonas Rurales y la Selva, como se muestra más
adelante. Los conflictos socioambientales que han acompañado este proceso de
crecimiento reflejan en parte las dificultades de los Gobiernos Central y Regionales
para encontrar esquemas institucionales y de trabajo conjunto que logren beneficiar
a los habitantes de muchas comunidades, a pesar de la disponibilidad de fondos
con que se cuenta en las regiones. El desafío incluye incorporarlos en el proceso
de crecimiento y cambio de la economía en general.
Pari passu al crecimiento continuo de la población y de su economía, la demanda de
energía ha venido creciendo fuertemente sobre todo en esta última década (30%
entre 2000 y 2009). Desde la aparición del gas de Camisea, este energético ha
permitido abaratar los costos de la energía, disminuir el déficit de la balanza
comercial energética; al mismo tiempo que su disponibilidad como fuente primaria
ha impactado positivamente en la producción de energía secundaria – generación
térmica- y su utilización en todos los sectores industriales. En el año 2009, como se
ilustra en el gráfico del punto anterior, el gas ya constituye prácticamente un tercio
de la oferta energética del país.
El modelo de organización institucional y regulatoria que acompañó este ciclo desde
los 90’s estuvo basado en la apertura creciente de la economía, en hacer que el eje
del proceso de inversiones en infraestructura fuera liderado por el sector privado, en
el que el Estado desempeñara un rol principalmente dirigido a la promoción de las
inversiones y a la creación de un ámbito regulatorio adecuado para las actividades
energéticas.
Sin embargo, este modelo de crecimiento ha mostrado debilidades que pueden
profundizarse en el futuro si no se actúa a partir de ahora revisando prioridades en
materia de desarrollo de recursos y estructura de la oferta energética, extensión de
la infraestructura, y revisión del rol del Estado en materia de planificación para
alcanzar los objetivos de política energética, y en materia de adecuación del marco
regulatorio, entre otros. Como se señala más adelante los proyectos de
infraestructura energética que requiere el desarrollo acelerado de la economía
peruana son cada vez más complejos y obligan a llevar adelante inversiones que
sólo el sector privado no parece dispuesto a realizar. En particular se necesita que
el Estado a través de un mecanismo transparente de planificación marque bien las
direcciones a seguir y a través de sus empresas asuma una parte de los riesgos de
inversión acompañando al sector privado.
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Hoy la economía se encuentra bajo stress de crecimiento, y deben superarse
desafíos importantes para llevar bienestar a su población:
-
Sostener el rápido crecimiento de la economía.
Continuar ampliando el acceso a la energía por la población.
Hacer más competitivo su sector industrial (mayor productividad).
La respuesta del sector energético debe ser:
-
Un sistema energético diversificado y seguro, del menor costo posible y de
mínimo impacto ambiental.
Los lineamientos de política energética del D.S. 064-2010-EM proporcionan los
objetivos del planeamiento energético en los próximos años y son parte de las
premisas para el diseño de la NUMES. Sin embargo, no es posible alcanzar todas
las metas ya que algunas generan ciertos conflictos y esa es una cuestión que
puede presentarse en forma objetiva para la elección de la NUMES.
Las condiciones de contorno que caracterizan la economía y su sector energético
son:
-
-
-
-
-
-
Mercados todavía incipientes que para su desarrollo son necesarios
consumos anclas para disminuir el costo de una infraestructura que requiere
fuertes inversiones de larga maduración. Nada más que en el sector
energético y de transporte, la brecha de inversiones se estima en US$ 38,000
millones aproximadamente para el año 20087.
Existencia de mercados aislados, algunos de los cuales podrían abastecerse
con fuentes renovables no convencionales.
Creciente dependencia de los hidrocarburos y particularmente del gas
natural, con los problemas que significa la falta de diversificación para lograr
una mayor seguridad energética.
Disponibilidad de recursos abundantes a priori–caso del potencial hídrico- y
que requieren de elevadas inversiones para su conversión en energía
secundaria.
Alta sensibilidad en los temas socioambientales, lo que puede dificultar las
actividades exploratorias y el desarrollo de proyectos de las industrias
extractivas entre otras.
Acceso todavía restringido a la energía comercial y universal por los
segmentos más pobres de la población, particularmente en algunas
localizaciones y regiones.
La eficiencia energética es todavía una tarea pendiente en todos los usos y
formas de producción.
Poca actividad de investigación tecnológica y en general falta de recursos
humanos calificados para las tareas de planificación energética.
7
Véase documento del CEPLAN. Horta, Luiz Augusto (Coord.), “Indicadores de Políticas Públicas en materia de
Eficiencia Energética en América Latina y el Caribe”, CEPAL, Mayo 2010, 133 pp.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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1.2.6.
Diagnóstico Subsectorial
Los Escenarios Energéticos evaluados para la elección de la NUMES toman en
consideración el diagnóstico realizado para los siguientes subsectores: Electricidad,
Hidrocarburos, Eficiencia Energética y Energías Renovables, y por supuesto la
visión de conjunto a partir del análisis de los balances de energía y de los
indicadores económicos y socioambientales.
En el diagnóstico también se analiza la configuración y disponibilidad de los
recursos disponibles en el país: para cada una de las fuentes primarias se analizan
las reservas de hidrocarburos en todas sus categorías (probadas, probables y
posibles), la infraestructura existente para su evacuación, los proyectos y los
desafíos que entraña la potencialidad de estos recursos. La potencialidad de los
recursos renovables y no renovables se desarrolla en cada uno de los planes sub
sectoriales.
Se concluye el diagnóstico presentando los factores clave que permitan superar
barreras de carácter regulatorio, organización institucional y de política de precios,
entre otros.
En los siguientes Cuadros se sintetiza la situación de cada sub-sector, identificando
los aspectos clave y desafíos, y el análisis FODA del abastecimiento de energía
para diversas fuentes primarias y/o secundarias, el cual se incluye en el Anexo
A.1.1.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Cuadro N° 1.2.3: Aspectos Clave /Desafíos - Sub Sec tor Electricidad
Factores Clave
Problema / Barrera / Desafío
1. Planificación
integrada del
sector energético
y vinculación con
EAE
• No existe un planeamiento integrado entre los subsectores
energéticos. Esto ha planteado los siguientes problemas: primero, el
costo de atender un objetivo como la regionalización, no puede
escindir la localización de las centrales de generación del trazado
de los futuros ductos de gas hacia las otras regiones (excesiva
concentración de la generación en la región central). Segundo, la
visión privada en materia de inversiones de infraestructura puede no
atender los objetivos de política energética y de crecimiento regional
(en la actualidad es factible para el sector privado proponer
proyectos que no atienden plenamente los objetivos de política).
• Integrar la evaluación técnico-económica con la socioambiental a
través de la EAE de la NUMES OBJETIVO como instrumento de
Planificación del Suministro Energético.
2. Establecimiento
de precios para el
desarrollo
sostenido de la
generación de
electricidad
• A partir del año 2001, la presencia del gas natural de Camisea de
bajo costo en la determinación de las Tarifas de Generación de
OSINERGMIN, hizo que éstas se distanciaran respecto de los
Costos Marginales del COES (relacionados con el petróleo Diesel),
por lo tanto a los generadores no les interesaba firmar contratos con
los distribuidores, hecho que motivó los cambios normativos para
permitir licitaciones reglamentadas en la adquisición de la energía
requerida por las distribuidoras.
• Los precios de las licitaciones convocadas por los distribuidores,
tienen cada vez preponderancia en la determinación de los precios
regulados al cliente final. Pese a que a través de este mecanismo
de licitaciones se pudieron llevar adelante inversiones en
hidroeléctricas, el desafío pasa por ir alineando la tarifa de
generación del OSINERGMIN al verdadero costo marginal del
sistema de generación. Según información relevada en el mercado,
actualmente el precio para impulsar el desarrollo de hidroeléctricas
debería ser mayor al de las últimas licitaciones, en consecuencia se
deberán encontrar mecanismos para que la Tarifa en Barra refleje
los costos para el desarrollo del sistema.
3. Diversificación de
la estructura de
Generación
• Establecer una política gas/electricidad para lograr en el largo plazo
la combinación hidro-térmico aprovechando la disponibilidad de
recursos hídricos y los procesos licitatorios en marcha.
• Se mostró en tareas anteriores que con un valor de 2.2
US$/MMBTU la generación térmica resultaría más económica que la
generación hidráulica siempre que los costos de inversión de esta
última resulten superiores a 1,500 US$/MW.
• Si bien dentro del potencial técnico nacional total determinado por
un reciente estudio del MEM el cual asciende a 19,076 MW con
proyectos cuyo rango de inversión se ubican entre 1,200 - 1,500
US$/MW y costos de generación en el rango de 30 y 75 US$/MWh,
que favorecen su implantación, sin embargo debe estudiarse los
costos ambientales asociados.
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Factores Clave
Problema / Barrera / Desafío
4. Adecuada
valoración del
costo de
oportunidad de los
energéticos para
la generación de
electricidad
• El planeamiento energético requiere una adecuada valorización del
costo de oportunidad del gas natural en particular para la
generación de electricidad, a fin de promover la competencia entre
las tecnologías de generación disponibles.
5. Desarrollo
integrado de
fuentes
energéticas
6. Necesidad de
alcanzar la
cobertura total del
suministro de
energía eléctrica a
toda la población
• Buscar el tratamiento integrado energía eléctrica/hidrocarburos para
ayuda a priorizar las
acciones del Gobierno en al menos dos
aspectos:
- Uno, qué proyectos-gasoductos regionales, líneas de
transmisión y térmicas a gas- exigen una mayor intervención
para que se lleven a cabo y con qué instrumentos; y
- Dos, qué otro tipo de incentivos y/o regulaciones deben
introducirse para alcanzar los resultados del Plan.
• El grado de cobertura ha venido desarrollándose de manera
diferenciada entre las zonas urbanas y las rurales. Mientras que en
las urbanas se alcanzó un porcentaje de cobertura importante: 90%,
en las zonas rurales el grado de cobertura es aún bajo: 54%.
• Se requiere que el Plan de Electrificación Rural 2010-2020 permita
un crecimiento de la electrificación rural hasta alcanzar al final del
período el 88%. Con este propósito se deberá realizar inversiones
involucradas en todos los proyectos de electrificación rural por
aproximadamente US$ 2,000 millones.
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro N° 1.2.4: Aspectos Clave/Desafíos - Sub Sect or de Hidrocarburos
Líquidos
Factores Clave
1.
2.
3.
4.
Problema / Barrera / Desafío
• Mantener la política de apertura a la inversión de alto riesgo, bajo
el modelo de estabilidad contractual, de libre disponibilidad y
precios de mercado.
Sostenimiento de la
actividad de
• Mantener la actividad E&P a través de la continuidad de los
Exploración y
programas de exploración y por ende la incorporación de nuevas
Producción de
reservas necesarias para satisfacer prioritariamente la demanda
Hidrocarburos (E&P)
del mercado interno y los compromisos de exportación.
en el Largo Plazo
• Mejorar el manejo de los impactos socioambientales (perfeccionar
la regulación, llevar adelante una política de prevención de
conflictos y mejorar la distribución y uso del canon).
Desarrollar y
• Adecuar el Oleoducto Nor Peruano para la movilización de crudos
adecuar la
pesados y el terminal hub de Bayóvar. Esto ligado a la puesta en
infraestructura de
producción de crudos pesados y a la necesidad de importar a
transporte y de
menor costo.
logística para la
• Las concesiones de los terminales concluyen en el año 2013 y
comercialización de
aún no hay planeamiento para desarrollar una nueva
los volúmenes de
infraestructura que satisfaga los requerimientos de mediano y
GLP e
largo plazo y que cumpla con los estándares internacionales
Hidrocarburos
vigentes para el transporte marítimo. Otorgar nuevas concesiones.
líquidos que
•
Elevar
los estándares e infraestructura (terminales y cargueros)
demandará el
dedicados al cabotaje.
mercado interno.
• Promover el equilibrio entre la libertad de fijar precios por parte de
las empresas productoras y comercializadoras de combustibles y
Ajustar la política de
la necesidad de tener un acceso generalizado de productos con
libertad de precios
altos estándares de calidad.
de los derivados de
manera de preservar • Evitar subsidios indirectos generalizados, la informalidad y los
las condiciones de
márgenes excesivos, de manera que se minimice el impacto de la
competencia a lo
alta volatilidad de los precios internacionales y se incentive a la
largo de la cadena.
reducción de los precios en el mercado interno.
• Reducir el impacto de la volatilidad de los precios internacionales
(i.e. Fondo de Estabilización de Precio de los Combustibles).
• Continuar reduciendo los contaminantes en los combustibles
Adecuar la calidad
(azufre, aromáticos, entre otros).
de los productos
• Adecuar el esquema de refinación del país.
derivados a los
• Promover el consumo de biocombustibles nacionales.
nuevos estándares
• Mejorar el parque vehicular y la reorganización del sector
internacionales.
transporte en las ciudades.
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Factores Clave
Problema / Barrera / Desafío
5. Reformular el Rol
del Estado
agregando a las
funciones de
• Integrar verticalmente a PETROPERÚ, dándole acceso a una
promoción y
producción propia de hidrocarburos, indispensable para asegurar
regulación,
su viabilidad a largo plazo y elevar el valor de la empresa.
actividades
•
Fortalecer la seguridad en el abastecimiento nacional de petróleo
empresariales que
y
de sus derivados a nivel nacional.
agreguen valor y
faciliten la ejecución
de proyectos
complejos.
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro N° 1.2.5: Aspectos Clave/Desafíos - Sub Sect or de Gas
Factores Clave
1. Planificación
integral entre
subsectores de gas
y de electricidad
2. Sostenimiento de
Largo Plazo de la
actividad de
Exploración y
Producción de gas
(E&P)
3. Desarrollo de
nuevos mercados
alejados de los
centros de
producción y
requerimientos de
infraestructura de
magnitud de
transporte de gas
con grandes
inversiones
asociadas
4. Acceso económico
a la energía con
mayor cobertura de
gas en el sector de
menores consumos
y en el transporte
5. Desarrollo
sustentable de la
industria
petroquímica
Problema / Barrera / Desafío
• No existe un planeamiento integral en los subsectores.
• Abordar interfaz gas / electricidad requiere planificación de
infraestructura de manera integral. Viabilizar económicamente el
tendido de ductos.
• Integrar la evaluación técnico-económica con la socioambiental a
través de la EAE de la NUMES OBJETIVO como instrumento de
Planificación del Suministro Energético.
• Consolidar el esquema de libre disponibilidad y precios
libres/negociados para el gas producido.
• El desarrollo del mercado doméstico, requiere el sostenimiento de
la actividad E&P a través de la continuidad de los programas de
exploración e incorporación de reservas, más aún en presencia de
compromisos de exportación con una demanda doméstica
creciente.
• Avanzar en la integración gasífera regional es un tema pendiente a
futuro, condicionado al éxito que vaya teniendo la exploración, y al
efecto positivo que tendría ello en la disponibilidad de reservas de
gas del país.
• Hacer planeamiento para el desarrollo del transporte en función del
objetivo de política de masificación y descentralización en el
abastecimiento del gas.
• El sistema centralizado actual de abastecimiento no es
suficientemente confiable y no promueve al objetivo de
masificación a nivel regional. Este planeamiento regional, en
particular, debe ser parte de la política energética (y no dejado al
libre juego de la iniciativa del sector privado).
• El esquema tarifario de tarifa única para el transporte, y viabilizar la
construcción de la infraestructura, debe complementarse con otros
mecanismos financieros, para no trasladar costos elevados a una
clase de consumidores o regiones.
• El acceso energético según evaluación “económica” de las
alternativas de suministro, y viabilizar el “acceso financiero”
mediante una estructura tarifaria adecuada a los grupos sociales
de menores ingresos.
• El crecimiento del GNV fuera de Lima será lento hasta que se
desarrolle la oferta logística de abastecimiento mediante
estaciones de carga y corredores con estaciones entre ciudades
del interior a los que llegue el gas.
• Aprovechar la potencialidad del recurso gas para crear una
industria petroquímica del metano y etano del gas natural.
• El Estado ha definido localización de los Polos, pero también es
necesario promover y desarrollar la infraestructura (gasoductos,
puertos) y establecer las reglamentaciones viabilicen la industria
petroquímica a largo plazo.
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro N° 1.2.6: Aspectos Clave/Desafíos - Eficien cia Energética (EE)
Factores Clave
1. Decisión política de las
autoridades sectoriales
para llevar adelante el
Plan de Eficiencia
Energética. Considerar
a la EE como una
política de Estado para
asegurar su
continuidad ante los
futuros cambios de
gobiernos
2. Asignación de
recursos humanos
capacitados para cubrir
las exigencias de
desarrollo del Plan de
EE
Problema / Barrera / Desafío
•
•
•
•
•
•
Las autoridades nacionales y sectoriales deben adoptar la
decisión de perfeccionar el Plan de EE existente y hacer cumplir
sus lineamientos.
Asignar los recursos humanos y económico-financieros para el
desenvolvimiento adecuado del Plan de EE.
Articular adecuadamente la tarea inter-institucional en el sector
público y entre éste y el sector privado.
Desarrollar herramientas creativas de apoyo financiero al
desarrollo de los proyectos del Plan de EE.
Necesidad de desarrollar concursos que atraigan a profesionales
y técnicos con interés y experiencia en el tema.
Recursos económicos adecuados para garantizar su continuidad
(la preparación de expertos en EE lleva mucho tiempo y
esfuerzo).
•
Articular esta necesidad con el apoyo de entidades financieras
(ej. COFIDE) e interesar a la banca privada para facilitar fondos
para implementar las acciones que propendan a la EE (ej.
Financiamiento de equipos e instalaciones más eficientes en
términos de su consumo de energía).
4. Articulación con los
•
actores del sector de la
oferta de energía, sean
éstos públicos o
privados
5. Desarrollo de
actividades de
•
capacitación,
formación y “training”
en los diferentes
sectores de consumo
•
6. Desarrollo de
programas / campañas
de información
Involucrar los actores del “lado de la oferta” (G, T, D y C de
energía eléctrica y combustibles) para la creación de planes de
eficiencia en el uso propio de energía y en la reducción de
pérdidas en el proceso de puesta en el mercado de sus
productos.
3. Asignación de
recursos económicofinancieros adecuados
para el desarrollo del
Plan de EE
•
7. Articulación de la EE
con la mitigación del
cambio climático
Continuar (y en lo posible ampliar) las actividades existentes
orientadas a la capacitación y formación de consumidores de
energía en todos los sectores socio-económicos del país.
Diseñar campañas de información sobre lo que se puede hacer
(en todos y cada uno de los sectores de consumo) para usar
eficientemente la energía y para transmitir los resultados de las
experiencias exitosas que puedan ser replicables al interior de
cada sector de consumo.
Facilitar los mecanismos por los cuales los proyectos,
programas, planes, etc. de EE puedan aplicar a los beneficios de
la comercialización de bonos de carbono por emisiones evitadas
de gases de efecto invernadero (GHG), tanto a los actuales
derivados del Protocolo de Kyoto como a los futuros que
sucedan a éste a partir de 2012.
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro N° 1.2.7: Aspectos Clave /Desafíos - Sub Sec tor Renovables
Factores clave
Problema / Barrera / Desafío
•
1. Planificación de
Energías
Renovables y
vinculación con EAE
•
•
•
2. Perfeccionamiento
del Marco
Regulatorio RER
•
•
•
3. Ampliación de los
sistemas de
transmisión y
distribución
•
•
4. Necesidad de
alcanzar la cobertura
total del suministro
de energía eléctrica
a toda la población
•
No hay un Plan de Energías Renovables y/o cartera de
proyectos de generación en base al cual pueda proyectarse
un % factible de abastecer de la demanda para cada Fuente
de Energía Renovable no Convencional.
Proveer de incentivos a las RER más promisorias con el fin
de diversificar las fuentes de generación y reducir la
potencial vulnerabilidad frente al cambio climático.
La Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de
Electricidad con el Uso de Energías Renovables (Decreto
Legislativo Nº 1002) y su Reglamento (Decreto Supremo Nº
012-2011) establece los incentivos al desarrollo de los RER.
Se establece un porcentaje de participación en la cobertura
del consumo nacional de energía eléctrica de 5% durante
los primeros cinco años. Además, se fija una prima para
garantizar un precio firme a los inversionistas durante un
periodo de 20 años, y el despacho asegurado de la energía
que genera cada proyecto RER.
El desafío es poder incrementar la cobertura de participación
de las RER en la oferta de generación en el mediano y largo
plazo, tomando en cuenta las nuevas tecnologías en el
desarrollo de los sistemas eléctricos como por ejemplo las
redes inteligentes, generación distribuida, etc.
Falta crear incentivos al uso de RER en el sector rural a
partir de fuentes distintas a la mini hidro o la solar
fotovoltaica, las cuales se emplean actualmente. Este es el
caso de generación a partir de biomasa (gasificadores,
biogás), sistemas hibridos (biomasa – eólico), solar-eólico,
entre otros.
Superar las limitaciones de la capacidad de las
infraestructuras de transmisión y distribución eléctricas
existentes para integrar generación con RER. Es necesario
que en el planeamiento energético se tome en cuenta una
adecuada valorización del costo de inversión en ampliación,
reforzamiento o construcción de nuevas líneas de
transmisión.
Perfeccionar el marco regulatorio a fin de asegurar el
desarrollo de la generación distribuida con RER y/o
cogeneración.
Mientras que en las urbanas se alcanzó un porcentaje de
cobertura importante: 90%, en las zonas rurales el grado de
cobertura es aún bajo: 54%.
Se requiere que el Plan de Electrificación Rural 2010-2020
permita un crecimiento de la electrificación rural hasta
alcanzar al final del período el 88%. Con este propósito se
deberá realizar inversiones involucradas en todos los
proyectos de electrificación rural de aproximadamente US$
2,000 millones, de los cuales US$ 154 millones,
corresponden a proyectos RER.
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Factores clave
Problema / Barrera / Desafío
•
5. Profundizar en el
conocimiento del
potencial de
recursos de RER
más promisorias y
facilitar el acceso a
la información para
los interesados
•
•
•
6. Ventajas
socioambientales y
valoración de las
externalidades
producidas por las
tecnologías
convencionales
•
Si bien se dispone para el país, a comparación de hace
algunos años del Atlas de Energía Solar, Mapa Eólico y
recientemente del Mapa Hídrico, no se ha podido desarrollar
en base a dicha información y respaldada en estudios de
campo un portafolio de proyectos por tipo de Tecnología lo
suficientemente amplio como para respaldar las
proyecciones de abastecimiento con RER para los próximos
años.
Esto se debe, entre otros factores a limitaciones para la
elaboración de proyectos de generación con fuentes
renovables. Luego, el
conocimiento del potencial de
energías renovables es insuficiente.
Se requiere mejorar el nivel de conocimiento del potencial
energético y las características técnicas y económicas para
su aprovechamiento.
También se requiere mejorar la capacidad técnica en el país
para el desarrollo de las RER.
No existe una valoración de las emisiones asociadas a las
fuentes energéticas convencionales en los precios de la
energía, su conocimiento produciría una mejora en la
rentabilidad y competitividad de las instalaciones con RER
frente a las convencionales.
Fuente: Elaboración propia
1.2.7.
Organización Institucional del Sector
La capacidad y organización institucional hasta el presente, los roles de sus
actores, y actividades como la de planeamiento necesitan ser revaluadas en
atención a las decisiones que deben encararse en materia de definición de la
NUMES.
Las inversiones requeridas para la futura NUMES, así como el alcance y
direccionamiento de sus efectos sobre la economía involucran fuertes compromisos
del gobierno y del sector privado, la implantación de las medidas, su mantenimiento
a través del tiempo, y el monitoreo de los resultados. Al mismo tiempo, las opciones
de descentralización en la infraestructura y generación de electricidad, o el
desarrollo de la infraestructura básica, y las opciones de integración energética
deben formar parte del planeamiento.
En la sección anterior se han señalado diversos tipos de dificultades de
organización y estructura a nivel de los sub sectores que deben ser resueltas a
efectos de conducir un proceso de planeamiento exitoso. Adicionalmente:
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 124
•
•
•
•
•
En primer lugar, la capacidad institucional en términos de profesionales
necesita reforzarse en el MEM a efectos de la conducción y monitoreo de los
planes existentes y futuros.
En segundo lugar, la actividad de planeamiento ya no debe ser referencial y
subsectorial (hidrocarburos, electricidad) sino darle el carácter integral,
prioritario y vinculante en lo que a decisión de infraestructuras básicas y
complementarias al proyecto que trate8, o se corre el riesgo que la iniciativa
privada pueda en algunos casos perjudicar un fin social- económico más
amplio. Ciertamente que la actividad de planificación deberá ser no más que
indicativa en otros aspectos9 dejando al sector privado la oportunidad de
decidir la inversión para atender el mercado.
En tercer lugar, es necesario evaluar cuál es el grado de autonomía e
independencia que se requiere del Organismo que conducirá el proceso de
planeamiento hasta la aprobación y cómo se coordinará el monitoreo de su
cumplimiento.
En cuarto lugar se enfatiza, el Plan Energético hasta 2040 requiere el
tratamiento de una Política de Estado. Cuál es la necesidad de ello cambia
de un país a otro, pero debe entenderse que su significado es que
aprobación del Plan vincule a los próximos gobiernos para su monitoreo,
ejecución y cumplimiento.
En quinto lugar, y en cuanto a roles, el Estado adicionaría de manera efectiva
el proceso de Planeamiento Energético, por un lado, y debiera reconsiderar
en las empresas en donde tiene su propiedad la manera de hacer más
eficiente su actividad.10
1.3.
Metodología para la Propuesta de NUMES OBJETIVO y EAE como
Instrumento de Planificación
1.3.1.
Introducción
El Gobierno, a través de un Plan Energético, procura orientar el funcionamiento del
sector energético afectando las relaciones de oferta y demanda, y por ende el uso y
desarrollo de los recursos, tras un objetivo amplio de procurar un mayor bienestar a
la población.
El objeto del Estudio es determinar lineamientos de un Plan Energético, atendiendo
objetivos de política, conformado por un subconjunto de planes sectoriales11, que
permita alcanzar a través del tiempo un uso sustentable de los recursos.
8
Por ejemplo, la traza del ducto, la localización de la generación y otras actividades anclas que aseguran el
cumplimiento de metas regionales, de penetración del gas, entre otros.
9
Por infraestructura básica se entiende aquella que está sujeta a usos comunes, cuyas condiciones de acceso
deben promover la competencia en las puntas finales (consumo y producción) y el negocio se lo caracteriza
como monopolio natural y debe ser regulado.
10
PETROPERÚ y la integración vertical con el upstream es un caso. Al respecto, véase Resolución Ministerial
Nª191-2011-MEM/DM. Objetivos Anuales y Quinquenales (2012-216) de PETROPERÚ. Objetivo Estratégico
Nª4
11
En el Estudio, el Plan Energético para la NUMES se descompone en sub-planes para el sector eléctrico,
renovables, hidrocarburos (incluye Biocombustibles) y eficiencia energética.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Ahora bien, pueden diseñarse varios planes alternativos para alcanzar esos
objetivos que suponen costos económicos diferentes para la sociedad en su
conjunto según se materialicen algunas incertidumbres que deparan el
comportamiento de determinadas variables, que no controla el planificador, en un
momento futuro (el caso más simple de entender son los precios internacionales).
Queda entonces así planteada la problemática de la elección de la NUMES y el
correspondiente Plan Energético.
De acuerdo a los Términos de Referencia12 y otras consideraciones manifestadas
por el MEM, la formulación de los escenarios energéticos y socio-económicos toman
en consideración las siguientes premisas:
a. Los lineamientos establecidos en el Plan Energético 2010- 2040;
b. Los programas, objetivos y acciones estratégicas formuladas en el marco del
CEPLAN 2010.
c. La continuación de políticas de apertura a la inversión privada definidas en
los marcos normativos vigentes del sector energía.
d. Política de Estado de asegurar la implementación de la NUMES a través del
tiempo.
e. Direccionamiento del desarrollo energético y visión integrada de la actividad
de planificación y su monitoreo permanente.
f. Ubicación, potencialidad de los recursos energéticos, centros de
transformación y consumo de energía, y proyectos y planes en
implementación – en base a lo desarrollado en el presente informe-.
g. Los desafíos analizados en la sección 2 de este Informe.
En esta sección se presenta el diseño y enfoque para la evaluación de planes
energéticos alternativos a efectos de la selección de la NUMES. La evaluación
económica y socioambiental de esos planes con el Modelo Energético Ambiental se
hace en el contexto de realización de diversos futuros posibles de variables clave
como el crecimiento de la economía, el precio internacional del petróleo y la
disponibilidad de recursos energéticos. Cada escenario energético está constituido
por una particular realización de esos futuros. Siguiendo las metodologías de
análisis de Trade Off, y MINMAX, se evaluarán los resultados de diferentes
opciones del plan energético, cuantificando una serie de atributos. De esta forma se
podrá analizar la robustez de las opciones o planes ante cambios en los parámetros
que determinan las condiciones futuras en que se desempeñará el sector.13
Interesa en la evaluación de los escenarios, y por ende en la elección del plan (o los
planes), los valores de variables que representen de la mejor manera posible los
objetivos de política energética que se pretenden alcanzar. Estas variables se las
denomina Atributos y por supuesto conforman el conjunto sobre el cual se tomará la
decisión de elegir la NUMES.
12
Actividades 3.1.2 y 3.1.3.
Los modelos MINMAX y Trade Off son modelos que permiten determinar los planes que mejor se comportan
en los diferentes futuros posibles. Se define como plan robusto a aquél que implica bajo riesgo, formando parte
de una canasta de posibles planes elegibles en todos los futuros considerados. El desarrollo de estas
metodologías se puede observar en el Anexo A.1.4: Metodología MINMAX y Trade Off.
13
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Cuantificados los escenarios en base a los atributos señalados, se procede a definir
los planes energéticos más robustos, que servirán de base para elaborar el Plan
Energético de la NUMES OBJETIVO, incluyendo los respectivos planes individuales
por sector.
En los siguientes diagramas se ilustra el proceso de formulación de los Escenarios
Energéticos, su evaluación utilizando el Modelo Energético-Ambiental y selección de
los planes más robustos, con la posterior determinación de la NUMES, de una
manera simplificada.
Diagrama 1.3.1: Proceso de Determinación de la NUMES OBJETIVO (A)
Evaluación
Marco Referencia
Incertidumbres/Futuros
•
Escenario
Base (*)
.
•
•
Crecimiento
Económico
Precios energéticos
globales
Disponibilidad de
energéticos
Planes/Opciones
•
Alternativas de
estructura de
abastecimiento
•
Eficiencia
energética
•
Desarrollo de la
Infraestructura
•
Políticas de
sustitución.
• Otros….
Resultado
FORMULACIÓN DE
ESCENARIOS
ENERGÉTICOS
Futuros (i) = 1,...n
Plan (j) i= 1,...p
Escenario (i,j) =
(Futuro (i), Plan (j) )
* Los Planes que se definen como alternativas al plan del escenario base (plan base)
Fuente: Elaboración propia
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Diagrama 1.3.2: Proceso de Determinación de la NUMES OBJETIVO (B)
La Evaluación de los Escenarios: Medición de los Atributos (*)
Entrada
ESCENARIOS
ENERGÉTICOS
Modelo Energético-Ambiental
1-Módulo Eléctrico y RER
•
Demanda/Oferta
•
Procesos de transformación
•
Proceso de Optimización y
Simulación
•
Uso de Recursos Energéticos
2-Módulo Hidrocarburos líquidos
•
Demanda/Oferta
•
Procesos de transformación
•
Proceso de Simulación
•
Uso de Recursos Energéticos
3-Módulo de Gas Natural y Carbón
5-Módulo Socioambiental
6-Módulo de Balance Energético
7-Módulo de Balanza Comercial y
Regalías
Atributos
1-CAPEX y OPEX
2-Autosuficiencia
3-Grado
diversificación
de
4-Grado
cobertura
de
5- Otros…
(*) El Diagrama 1.3.4 presenta el Modelo Energético en más detalle con los flujos intersectoriales, demanda,
oferta, costos, recursos energéticos y balance energético
Fuente: Elaboración propia
En el siguiente esquema, se ilustra el proceso de selección de planes robustos y
determinación de la NUMES de una manera simplificada. En el último sub-cuadro se
encuentran los puntos “EAE” y “Análisis de desastre”, estos hacen referencia a la
evaluación socioambiental y de confiabilidad realizada sobre los planes que
obtienen mejores resultados en el MINMAX y Trade Off14.
14
El análisis de desastre comprende la evaluación de un año seco, y una contingencia en el transporte de gas
natural. Dichas contingencias son evaluadas para los futuros/incertidumbres consideradas.
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Diagrama 1.3.3: Proceso de Determinación de la NUMES OBJETIVO (C)
Resultados de
los
ESCENARIOS
(Valoración de
los Atributos de
cada Plan en
cada futuro)
Método MINMAX
(minimización del
arrepentimiento máximo)
y Análisis de Trade Off
para la selección Planes
Robustos
Análisis interdisciplinario
y evaluación ambiental
estratégica de resultados
NUMES
Objetivo
(Plan
Propuesto)
Validación NUMES
OBJETIVO:
• MINMAX
• Análisis
Trade Off
• EAE
• Análisis de
desastres
• Análisis
sectorial
Fuente: Elaboración propia.
1.3.1.1.
Incertidumbres y Futuros. Descripción de cada Futuro
Los agentes económicos toman decisiones en condiciones de incertidumbre, esto
es, no hay previsión perfecta sobre el rumbo que tomarán variables que influyen en
sus decisiones en el transcurso del tiempo. Esto significa cometer errores que
pueden ser más o menos costosos para el agente dependiendo del plan que se
eligió al materializarse la incertidumbre en un momento dado en el tiempo. Esa
materialización de la incertidumbre en el transcurso del tiempo se denomina futuro.
A continuación, se presentan tres variables- incertidumbres que se utilizan en la
formulación de los futuros y la conformación de los escenarios.
a. crecimiento económico (medido por la tasa de variación anual del PBI).
b. precio internacional del petróleo (medido por la variación del precio del
petróleo crudo West Texas Intermediate - WTI).
c. disponibilidad de recursos, que en esta oportunidad está referido al
incremento de las reservas probadas de gas natural a partir de los
esfuerzos exploratorios que pueden o no ser exitosos. Esto significa,
como se explica más adelante, una determinada oferta máxima posible
de dicho recurso (haciéndose las inversiones en desarrollo y
producción correspondientes).15
15
Otras variables que pueden adicionarse al análisis son la reducción de precio de las tecnologías renovables
no convencionales, el cambio climático, entre otras.
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A partir de las incertidumbres mencionadas se elaboraron siete futuros16 que
representan combinaciones de valores para estas variables. Es evidente que lo que
se pretende con una elección de futuros lo suficientemente disímiles es poder
diferenciar mejor entre los planes en cada futuro que se evalúa.
A partir de la realización de las incertidumbres se considera para la evaluación de
los Planes un total de 7 futuros (F1 a F7) que combinan la realización de las
incertidumbres antes tratadas: PBI, WTI, Recursos.
Los tres primeros futuros (F1, F2, F3) simulan la materialización de las tres variantes
de PBI en el período, con las proyecciones base de las otras dos incertidumbres:
precios energéticos y recursos.
Los siguientes dos futuros (F4, F5) son una simulación del Futuro base (F1), con
una proyección alta (F4) y otra baja (F5) de los precios de los energéticos.
Los últimos dos futuros (F6, F7) muestran una sensibilidad de la proyección base de
los recursos de hidrocarburos (en particular del gas natural), con una disponibilidad
optimista (F6) y pesimista (F7).
Los 7 futuros antes descritos son presentados en el siguiente cuadro.
Cuadro N° 1.3.1: Futuros
Futuros
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
PBI
Base
Optimista
Pesimista
Base
Base
Base
Base
WTI
Base
Base
Base
Alto
Bajo
Base
Base
Recursos
Base
Base
Base
Base
Base
Optimista
Pesimista
Fuente: Elaboración propia.
La descripción y valoración de las incertidumbres para estos futuros se presentan en
el Anexo A.1.2: Valoración de las Incertidumbres.
Cabe destacar que si bien los análisis para la determinación de los planes de mejor
comportamiento se realizaron sobre estos futuros, los planes fueron evaluados en
futuros de desastre (en particular una rotura del ducto de Camisea y un año seco)
con el objetivo de medir la confiabilidad de los mismos.
16
Los futuros contemplados son: un futuro de valores esperados de precios, recursos de gas y crecimiento
económico base; y 6 futuros de sensibilidades, cada una de estas variables manteniendo el resto constante.
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1.3.1.2.
Formulación de los Planes y las Opciones que los Conforman
Cada Plan Energético está compuesto por Opciones que representan decisiones en
las siguientes materias: configuración de la infraestructura física de abastecimiento,
estructura de fuentes de energía, cobertura de acceso a la energía, eficiencia
energética, entre otras. En síntesis, alcanzar los objetivos de política energética
admite diversas opciones de configuración del sistema energético que quedan de
manifiesto en un Plan en particular.
Con el fin de diferenciar los efectos de los planes se define un Caso Base17, en el
cual la configuración del sector energético corresponde a decisiones ya tomadas o
con alta probabilidad de ser tomadas y que sin embargo pueden ser revisadas. Se
pretende a partir de este Caso Base realizar otras configuraciones del sector (que
se denominan sensibilidades) que al final de cuentas dan origen a planes
alternativos. Inicialmente se armaron 18 Planes incluyendo el correspondiente al
Caso Base, posteriormente se formó un plan adicional (Plan 19) en base al análisis
de evaluación de planes bajo futuros de incertidumbre.
En el Cuadro N° 1.3.2 se muestran las opciones que configuran cada plan de
manera sucinta, y en el Anexo A.1.3, se describen cada una de éstas.
17
El plan básico significaría continuar con la tendencia y acciones que seguramente se materializarían sin una
acción activa de planeamiento del Gobierno para cambiar el curso de los hechos. Seguramente se
incorporarán, por ejemplo, medidas de eficiencia energética, pero responderán principalmente a tendencias
observadas y exportadas desde los centros ahorradores de energía a través de cambios en las tecnologías
de transformación y uso de la energía.
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Cuadro N° 1.3.2: Planes y Opciones
Planes
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Estructura de
generación
RER
Petroquímica
Transporte Gas Exportación
Base
Más hidro y
menos gas
Más hidro y
menos gas
Más hidro y
menos gas
Más gas y
menos hidro
Más gas y
menos hidro
Más gas y
menos hidro
Base
Base
Base
Base
Base
10%
Base
Eficiencia
Exploración
Cobertura
Energética
Gas
Petróleo
Biocombustibles
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
20%
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
10%
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
20%
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Sin Petroquímica
Sur
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base - Potencia
Centralizado
Sin Petroquímica
Térmica GN
Base
(Sur Chico sin
Base
Sur
Centralizada
Norte)
Sur grande +
Base
Base
Base
Expo Gas Sur
Norte
Más Expo EE
Más hidro y
Base
Base
Base
menos gas
(Regional)
12
Base
Base
Base
Base
Base
13
14
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Desarrollo de
crudos pesados
Base
Base
15
Base
Base
Base
Base
Base
16
Base
Base
Base
Base
Base
17
Más hidro y
menos gas y
líquidos
Base
18
Más gas y
menos hidro
20%
19
Participación
igualitaria
(hidro y gas)
20%
Centralizado
Sin Petroquímica
Más Expo EE
(Sur Chico sin
Sur
(Regional)
Norte)
Más Expo EE
Sur grande +
Base
(Regional) y
Norte
Expo Gas Sur
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
5-7%
15%
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Base
Mayor
cobertura
Base
Base
Base
Base
Menor
Exploración
Desarrollo de 10% Biodiesel crudos pesados
15% Etanol
15%
Mayor
cobertura
Base
Desarrollo de 10% Biodiesel crudos pesados
15% Etanol
5-7%
Mayor
cobertura
Base
15%
Mayor
cobertura
Base
Más Expo EE Desarrollo de
(Regional) crudos pesados
5% Biodiesel 10% Etanol
Base
Nota:
1/ Gasoducto Sur Chico corresponde a un proyecto de gasoducto que comprendería la zona
geográfica del Cusco.
2/ Gasoducto Sur Grande corresponde a un proyecto de gasoducto que comprendería las zonas
geográficas del Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna.
3/ Gasoducto Norte corresponde a un proyecto de gasoducto que comprendería la zona geográfica
de Chimbote y Trujillo.
Fuente: Elaboración propia.
En relación a la energía nuclear, existe cierto consenso en el país en que resulta
necesario diversificar la matriz energética. También existe una amplia experiencia
mundial en la materia nuclear, y su aplicación a la producción de energía se ha
extendido a países de la región como Argentina y Brasil, y está siendo evaluada su
utilización en el caso de Chile.
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Ciertamente que los accidentes nucleares ocurridos en el pasado ilustran sobre el
riesgo y peligro “objetivo” de su utilización por los impactos sobre el ambiente y la
población. El accidente más reciente en Japón en el complejo nuclear de
Fukushima, sujeto a los embates casi simultáneos de un fuerte terremoto seguido
de un tsunami de efectos devastadores ha cuestionado los niveles de seguridad
hasta ahora implementados, la localización, medidas de mitigación, y la misma
continuación de esta vía de suministro. Ello no solamente en Japón sino en otros
países que ya producen esta forma de energía (Alemania ha decidido no continuar
con la producción de energía nuclear) o que lo están considerando, y sobre todo en
donde las condiciones geográficas y geológicas presentan similitudes a las de ese
país.
El desarrollo de energía nuclear presenta desafíos de diverso tipo: institucionalesregulatorios, tecnológicos y socioambientales. En cuanto a los primeros, el rol del
Estado es esencial en todas las etapas que van desde su consideración, difusión de
pros y contras y el armado del consenso social necesario para su adopción
eventual, el planeamiento, implementación y seguimiento durante la vida útil y
posterior decomisionamiento de la planta y desechos radioactivos. La elección de la
tecnología, las disposiciones sobre su utilización, niveles de seguridad atentos a las
posibles causas – incluido el terrorismo- son aspectos en los que será necesario
involucrar no solamente el Estado sino además especialistas de diversos campos.
La opción nuclear para el país, por sus complejidades es una opción de medianolargo plazo, y hasta la puesta en marcha de una central nuclear desde el momento
de adoptarse una decisión positiva, pueden transcurrir entre 10 y 15 años.
Por las razones arriba merituadas, que necesita ponderarse más aún el tomar una
decisión positiva a su inclusión en la matriz energética, no se propusieron planes
que contemplaran la opción nuclear dentro de la estructura de producción de
energía. Esto no significa una recomendación negativa, sino un compás de espera
durante el cual debe hacerse los estudios necesarios en función de la experiencia
recogida.
1.3.1.3.
Atributos: Variables para la Toma de Decisiones
Los Atributos son las variables calculadas por el Modelo Energético Socioambiental
para la evaluación de cada escenario.
El Cuadro N° 1.3.3 muestra los nueve objetivos de p olítica del Decreto Supremo N°
064-2010-EM, y los atributos principales utilizados para la medición de ocho de
ellos. Una descripción detallada del cálculo de los atributos se presenta en la
sección 4 del Informe.
.
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Cuadro N° 1.3.3: Nueve Objetivos de Política y Doce Atributos
Objetivos
Atributos a cuantificar para la
evaluación de planes
1. Diversificación
1. Índice de concentración Herfindahl
Hirschmann (HHI)
2. Competitividad
2. Costo medio de LP de la energía
(US$/TJ)
3. Acceso universal
3. Cobertura residencial en gas natural
(%)
4. Eficiencia
4. Valor presente costos: opex + capex
(total sector)
5. Autosuficiencia
5. Balanza comercial (TJ)
6. 100% - % Importaciones respecto
oferta energía
7. Emisiones GEI
8. % RER
9. Áreas inundables
6. Minimizar impacto
ambiental
7. Desarrollar la industria del
gas natural
10. Consumo nacional de gas natural
8. Fortalecer la
institucionalidad del sector
energético
No cuantificado por atributo
9. Integración regional y
seguridad
11. Suma de importaciones y
exportaciones energéticas regionales
12. Necesidades de importación de gas
(TJ)1
1 La potencialidad de racionamiento en el modelo se manifiesta a partir de las
necesidades de importación de gas natural. En el sector eléctrico no se observa
racionamiento dado que el mismo se modela determinando los requerimientos de
energía primaria para cubrir la demanda proyectada, por lo que basta con el
indicador de desequilibrio entre oferta y demanda de gas (necesidad de importación)
para considerar la potencialidad de racionamiento en el balance consolidado.
Adicionalmente, por fuera del modelo se analizan situaciones de desastre, que
pueden generar demandas de otros energéticos que, de no ser posible su
abastecimiento para cubrir esos requerimientos, podrían generar racionamiento de
energía eléctrica (véase el caso en que gran parte de la infraestructura de generación
se basa en la hidroenergía y se da un año seco).
Fuente: Elaboración propia.
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1.3.1.4.
Formulación de los Escenarios. Análisis y Elaboración de la NUMES
OBJETIVO
El conjunto de 7 futuros y 18 planes definen un total de 126 escenarios. Para
evaluar todos los planes previstos se tuvieron que realizar:
•
•
•
•
126 balances energéticos para cada escenario,
91 corridas del modelo eléctrico,
87 cálculos de atributos de gas, y
45 cálculos de atributos de crudo y líquidos.
Una vez analizados los resultados de estos escenarios, se elaboró un nuevo plan
(19) que es el que guía la elaboración de la NUMES y se volvieron a evaluar los
planes para todos los futuros (133 escenarios), a fin de corroborar que las
características de la NUMES fuesen las deseadas y que configuren un plan robusto
(proceso de validación).
1.3.2.
Modelo Energético Ambiental (Modelo E-A) para la Valorización de
los Escenarios y Elección de la NUMES OBJETIVO
El Modelo Energético – Ambiental (Mod E-A) elaborado por el consultor tiene como
objetivo evaluar los escenarios socioeconómicos ambientales detallados a efectos
de seleccionar un conjunto de Planes a partir de los cuales se podrá elegir la Nueva
Matriz Energética para el Perú.
El Mod E-A se ha estructurado sobre la base del Balance Energético Global que
incluye la producción, exportación, importación, la energía no aprovechada, la oferta
interna de energía primaria y secundaria, los consumos de los centros de
transformación (refinerías, plantas de tratamiento de gas, carboneras y centrales
eléctricas), las pérdidas de transporte y distribución de energía, el consumo final de
energía por sectores y el consumo no energético.18
La información de los balances de energía, combinada con información ambiental y
económica de cada uno de los planes, permite determinar sus atributos.
1.3.2.1.
Descripción y Funcionamiento del Modelo E-A
El Modelo E-A está integrado por los siguientes modelos estrechamente vinculados
entre sí:
• Balance y Modelo Energético, que integra y consolida los siguientes
modelos:
o Modelo de la Proyección de la Demanda Energética
18
Este modelo permite cumplir con lo requerido en los en los Términos de Referencia, según lo especificado en
las actividades 3.14 y 3.1.6 a 3.1.8.
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o
o
o
o
Modelo Eléctrico y RER
Modelo de Oferta de Petróleo y Derivados
Modelo Gasífero (incluye LGN)
Módulo de Eficiencia Energética
• Modelo Socioambiental
• Modelo de selección de Planes Robustos y NUMES
1.3.2.2.
Balance y Modelo Energético
El Balance y Modelo Energético está integrado por un modelo de proyección de la
demanda energética, un modelo eléctrico y RER, un modelo de Oferta de Petróleo y
Derivados, un modelo Gasífero y un Módulo de Eficiencia Energética.
Adicionalmente, se han desarrollado módulos específicos para el carbón mineral, la
biomasa (leña, bagazo, bosta, yareta y energéticos para los biocombustibles), y la
energía solar. Con los resultados de estos módulos se estructura y consolida el
balance energético a nivel nacional, como se puede ver en el Diagrama 1.3.4.
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Diagrama 1.3.4: Balance y Modelo Energético
Fuente: Elaboración propia
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1.3.2.2.1. Modelo de Proyección de la Demanda Energética
Para el presente estudio se han realizado las proyecciones de la demanda de
energía a nivel de uso final, para ello se han utilizado modelos econométricos
empleando el software Simple-E19, que es una herramienta de simulación
econométrica integrada, que ayuda a la preparación de datos y a las
especificaciones de los modelos a utilizar. Los procesos de simulación de regresión
y pronóstico son automatizados. Esta metodología es aplicada por los países
miembros de la APEC20 para el análisis de las perspectivas de sus sistemas de
energía.
El procedimiento para la proyección de la demanda de energía sigue la secuencia
que se inicia con el establecimiento de la fórmula modelo, la confirmación de su
consistencia, la introducción de mejoras, la elección de modelos lineales y no
lineales y su empleo para realizar las proyecciones de la demanda futura, como se
indica en el diagrama que se presenta a continuación.
Diagrama 1.3.5: Procedimiento para la Proyección de la Demanda de
Energía
Establecer una Fórmula Modelo
Confirmar la Consistencia de la Fórmula Modelo
Como Mejorar la Fórmula Modelo
Modelos Lineales y No Lineales
Proyección de la Demanda Futura
Fuente: Elaboración propia.
19
20
Simple Econometric Simulation System.
Asia Pacific Economic Cooperation.
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A.
Base de la Información
La información utilizada está contenida en los Balances Nacionales de Energía que
son elaborados por el Ministerio de Energía y Minas. Se dispone de la serie histórica
de balances energéticos de 1985 al 2009 y se ha utilizado los datos que
corresponden al consumo final de energía por productos energéticos primarios y
secundarios de los sectores residencial, comercial, público, transporte, agropecuario
y agroindustrial, pesquero, minero metalúrgico e industrial.
B.
Establecimiento de Modelos de Proyección
Se han establecido modelos de proyección específicos para cada uno de los
productos energéticos en función de sus características de crecimiento histórico que
es determinado por variables explicativas, así como por la disponibilidad de
información estadística de dichas variables.
Es importante señalar, que para los energéticos cuyos comportamientos no son
tendenciales o no cuentan con la cantidad de registros históricos para un número
suficiente de años, las proyecciones fueron realizadas de manera externa al modelo,
como es el caso del gas natural, o se les asignó una tasa de reducción paulatina
hasta llegar a cero como en el caso del kerosene.
Para la proyección de la demanda de energía se ha considerado tres futuros (que
corresponden a las tasas de crecimiento del PBI base, optimista y pesimista). Las
variables explicativas así como la función matemática utilizada en las estimaciones
fueron elegidas evaluando los indicadores estadísticos usuales21. Como variables
explicativas se han considerado con las debidas transformaciones según el caso, a
las siguientes: Ingreso per cápita (medido por el PBI per cápita) para los consumos
residenciales y el PBI para la explicación de la demanda en los sectores
industriales; los precios relativos de los energéticos, la población para la explicación
de la demanda total una vez estimada la demanda del consumidor, la cobertura de
electrificación total y rural, el número y estructura del parque automotor en los casos
de la demanda de transporte.
La forma funcional adoptada para las estimaciones fue en la mayoría de los casos la
doble logarítmica que tiene como ventaja que el coeficiente de la variable explicativa
es directamente la elasticidad (respuesta porcentual de la variable explicada por un
cambio del 1% en la variable explicativa). En todos los casos la elasticidad ingreso
es positiva y significativa, confirmando el resultado esperado y comúnmente
observado que la demanda de energía se ajusta positivamente al crecimiento del
PBI y del ingreso per cápita.
Se evaluaron algunos precios relativos de los energéticos y el resto de bienes de la
economía (medido por un índice general de precios) para considerarlos como
variables explicativas. De dicha evaluación resultó significativo y con el signo
21
Para la elección del modelo a utilizar el programa provee los indicadores estadísticos usuales tales como R2,
R2 ajustado, DW, y otros.
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esperado la elasticidad demanda de la gasolina motor en particular respecto del
precio relativo del GLP sustituto. El GLP y el GNV son sustitutos de la gasolina
motor y también del Diesel en el mediano plazo cuando se considera el cambio del
automóvil. Este resultado es importante para analizar las políticas de diferenciación
de precios cuando se eleva el precio internacional del crudo que impacta en los
precios de los combustibles vía política de precios export parity e import parity.
En el Cuadro N° 1.3.4 Variables Explicativas, se indica el valor de las principales
variables explicativas utilizadas para la proyección de la demanda de energía para
el Caso Base.
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1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
87,375
98,577
107,064
109,760
117,294
116,522
117,587
121,057
121,317
127,407
132,545
139,141
148,640
160,145
174,348
191,367
192,994
205,924
216,221
229,194
243,862
258,494
272,970
287,437
302,096
317,805
334,649
352,385
370,357
389,245
406,761
425,066
444,194
464,182
485,070
506,899
529,709
553,546
570,152
587,257
604,875
623,021
641,712
660,963
680,792
701,216
722,252
743,920
87,375
98,577
107,064
109,760
117,294
116,522
117,587
121,057
121,317
127,407
132,545
139,141
148,640
160,145
174,348
191,367
192,994
205,924
218,074
235,084
251,304
269,901
290,144
311,034
331,873
353,113
377,125
403,146
430,157
458,548
483,768
510,375
538,446
568,060
599,303
632,265
667,040
703,727
724,839
746,584
768,981
792,051
815,812
840,287
865,495
891,460
918,204
945,750
87,375
98,577
107,064
109,760
117,294
116,522
117,587
121,057
121,317
127,407
132,545
139,141
148,640
160,145
174,348
191,367
192,994
205,924
211,690
219,311
229,838
240,181
249,788
257,531
267,833
277,475
287,186
296,951
304,968
316,557
327,637
339,104
349,277
359,755
370,548
381,664
393,114
404,908
417,055
429,567
442,454
455,727
469,399
483,481
497,985
512,925
528,313
544,162
12.8%
8.6%
2.5%
6.9%
-0.7%
0.9%
3.0%
0.2%
5.0%
4.0%
5.0%
6.8%
7.7%
8.9%
9.8%
0.9%
6.7%
5.0%
6.0%
6.4%
6.0%
5.6%
5.3%
5.1%
5.2%
5.3%
5.3%
5.1%
5.1%
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
4.5%
3.0%
3.0%
3.0%
3.0%
3.0%
3.0%
3.0%
3.0%
3.0%
3.0%
23,073
23,502
23,926
24,348
24,768
25,182
25,589
25,984
26,367
26,739
27,103
27,460
27,811
28,151
28,482
28,807
29,132
29,462
29,798
30,136
30,475
30,814
31,152
31,489
31,826
32,162
32,496
32,824
33,149
33,471
33,789
34,103
34,412
34,718
35,021
35,319
35,612
35,898
36,179
36,455
36,726
36,989
37,244
37,491
37,731
37,964
38,189
38,405
1.9%
1.8%
1.8%
1.7%
1.7%
1.6%
1.5%
1.5%
1.4%
1.4%
1.3%
1.3%
1.2%
1.2%
1.1%
1.1%
1.1%
1.1%
1.1%
1.1%
1.1%
1.1%
1.1%
1.1%
1.1%
1.0%
1.0%
1.0%
1.0%
1.0%
0.9%
0.9%
0.9%
0.9%
0.9%
0.8%
0.8%
0.8%
0.8%
0.7%
0.7%
0.7%
0.7%
0.6%
0.6%
0.6%
0.6%
14,654
15,084
15,515
15,949
16,384
16,818
17,253
17,687
18,113
18,535
18,953
19,369
19,782
20,191
20,595
20,996
21,398
21,885
22,219
22,636
23,054
23,474
23,894
24,276
24,664
25,059
25,460
25,867
26,255
26,649
27,049
27,455
27,866
28,229
28,596
28,967
29,344
29,725
30,112
30,503
30,808
31,116
31,428
31,742
32,059
32,380
32,704
33,031
8,419
8,418
8,412
8,399
8,384
8,364
8,336
8,296
8,254
8,205
8,150
8,091
8,028
7,960
7,887
7,811
7,734
7,577
7,578
7,500
7,421
7,340
7,258
7,213
7,162
7,103
7,036
6,957
6,894
6,821
6,740
6,648
6,546
6,490
6,425
6,352
6,268
6,173
6,068
5,952
5,917
5,872
5,816
5,749
5,672
5,584
5,485
5,375
57
58
61
62
63
65
67
69
70
70
71
71
73
73
74
76
79
82
86
90
92
93
94
95
96
96
97
98
98
98
98
98
98
98
98
98
98
98
98
98
99
99
99
99
99
99
99
99
Parque Automotor
(mil und)
Coeficiente de
Electrificación Rural (%)
Coeficiente de
Electrificación (%)
Población Rural
(mil hab)
Población Urbana
(mil hab)
Variación Población %
Población Total (2)
(mil hab)
AÑO
Variación PBI %
Producto Bruto Interno
(mil S/. 1994)(1)
PBI Base
Producto Bruto Interno
(mil S/. 1994)(1)
PBI Optimista
Producto Bruto Interno
(mil S/. 1994)(1)
PBI Pesimista
Cuadro N° 1.3.4: Variables Explicativas
8
10
15
17
20
22
22
23
24
25
26
26
28
29
30
38
45
55
65
72
77
80
83
86
86
87
88
88
89
89
90
90
91
91
92
92
93
93
94
94
95
95
96
96
96
97
97
98
1,209
1,249
1,342
1,361
1,440
1,474
1,534
1,641
1,733
1,850
1,942
2,059
2,190
2,322
2,452
2,582
2,714
2,855
3,006
3,165
3,327
3,496
3,654
3,818
3,990
4,169
4,357
4,553
4,758
4,972
5,121
5,275
5,433
5,596
5,764
5,937
6,115
6,299
6,488
6,682
Fuentes:
1 AÑO 2013-2022: ESTUDIO DEL PBI DE LARGO PLAZO Y DEMANDA DE POTENICA Y ENERGÍA DE PRINCIPALES PROYECTOS 2013-2022
AÑO 2023-2040: PROYECCIÓN DE INCERTIDUMBRES (ELABORACION PROPIA)
2 INEI, PERÚ: ESTIMACIONES Y PROYECCIONES DE LA POBLACIÓN TOTAL
3 INEI, PERÚ: ESTIMACIONES Y PROYECCIONES DE LA POBLACIÓN URBANO Y RURAL
DEPARTAMENTE,
2000-2015. HIPÓTESIS
MEDIA- 2020
4 SEGÚN
PLAN REFERENCIAL
DE ELECTRIFICACION
RURAL 2011
5 PARQUE VEHICULAR NACIONAL ESTIMADO, SEGUN CLASE DE VEHICULO: 2001 - 2010 - MINISTERIO TRANSPORTES Y COMUNICACIONES
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 141
1.3.2.2.2. Modelo Eléctrico y RER
El modelo eléctrico y RER permite realizar los balances de oferta y demanda de
energía eléctrica. La oferta de generación está constituida por el equipamiento
actual y la capacidad a adicionarse con los proyectos hidroeléctricos, térmicos a
gas natural y con recursos de energía renovables (RER). La demanda de energía
eléctrica es tomada del módulo de demanda. Con este módulo se determinan los
requerimientos de energía para la generación de electricidad, así como los
requerimientos de inversión y los costos de generación para los diversos planes
como se muestra en el Diagrama 1.3.6.
Diagrama 1.3.6: Modelo Eléctrico y RER
Fuente: Elaboración propia.
Alcance del Módulo Eléctrico
El desafío para el Perú puede sintetizarse en mejorar su sistema energético de
manera que acompañe el crecimiento sustentable de la economía y el bienestar de
su población.
El Perú no estará ajeno a las principales tendencias y cambios en el sector
energético mundial: en particular, la introducción de nuevas tecnologías, los
cambios en los precios relativos de los energéticos internacionales en respuesta a
nuevas condiciones de oferta y demanda de las fuentes de energías primarias, la
introducción de recursos renovables no convencionales, la introducción de medidas
de eficiencia energética, y las medidas y acuerdos de los países para el cuidado del
medio ambiente.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 142
El módulo eléctrico comprende los siguientes aspectos:
Criterios Aplicados para las Proyecciones
Los siguientes han sido los criterios para el módulo de planeamiento eléctrico:
Horizonte de análisis
Futuros de Demanda
Áreas de demanda
Futuros de Oferta
Futuros de Precios
Tasa de descuento
: Periodo de 30 años 2011-2040
: Base, Optimista y Pesimista
: Norte, Sur y Centro
: Mediante la fijación de objetivos por
estructura de recursos primarios
: WTI, base, WTI bajo y WTI alto
: 12% anual
En el desarrollo del módulo eléctrico se realiza la siguiente secuencia:
Recopilación de información del parque de generación existente y la
identificación del portafolio de proyectos de corto y largo plazo.
Aplicar un modelo de despacho con los proyectos de oferta y demanda
para los escenarios planteados en el periodo 2012 – 2040.
Realizar el balance de energía del periodo 2010 – 2040 a partir de los
resultados del modelo de despacho, clasificando la información por
tipo de tecnología y áreas de demanda.
Seguidamente se complementan los resultados del módulo
combustible y el modulo eléctrico para determinar el balance nacional
de Energía.
Proyección de la Demanda
El desarrollo de este módulo prevé evaluar y analizar el comportamiento histórico de
la demanda eléctrica y su correlación con el comportamiento de la economía
nacional, el incremento de la población, las medidas y acciones gubernativas y las
actividades de las empresas privadas en el sector eléctrico.
La demanda de electricidad se desagrega para todo el SEIN, a nivel mensual,
anual, por barras, bloques horarios, y áreas de demanda.
Las proyecciones se desagregan por barras de transmisión, cumpliendo con los
requerimientos de los datos de entrada de los modelos de optimización de despacho
de generación y transmisión, de la misma forma como se definen los modelos de
cálculo de precios en barra.
Se proyectaron diversos futuros previsibles de evolución de la demanda.
Plan de Expansión de Generación del SEIN – Datos de Entrada
Para la formulación del plan de expansión, a priori se han definido 18 planes, que
corresponden a planes de generación, los cuales se componen de las opciones de
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 143
configuración tales como: estructura de generación, RER, incorporación de
eficiencia energética, exportación y cobertura de electrificación rural.
Los planes así planteados se han simulado para diferentes futuros establecidos F1 a
F7.
Con el portafolio de proyectos, basados en la referencia del Listado de Concesiones
Eléctricas de generación se han determinado los años de ingreso, capacidad y
costos de inversión, con esta información se han realizado los despachos que
definen el plan de equipamiento de plantas o unidades de generación eléctrica que
atenderán la demanda del SEIN y la exportación, cumpliendo las condiciones de
calidad y seguridad establecidas por las normas nacionales.
En consecuencia, el Plan de generación corresponde a una secuencia de
implementación de proyectos que no necesariamente constituyan la solución de
mínimo costo, sino las opciones de política que se evalúan con este Estudio, y que
consideran por ejemplo una participación de las hidroeléctricas desde 30% hasta
75%, el gas natural para generación de 20% a 55%, las eólicas y solares sobre
cuotas de asignación de 5 a 20%, entre otros.
El planeamiento de la oferta de generación ha considerado atender la demanda del
SEIN para el periodo 2010-2040, bajo las restricciones de viabilidad técnica y
económica de los proyectos propuestos, los cronogramas mínimos de
implementación de los mismos, la factibilidad de mantener operativo el parque
generador existente, así como el programa de retiro de unidades térmicas antiguas
y los límites de calidad y seguridad establecidas en las normas nacionales.
Proyección de Exportaciones e Importaciones de Electricidad
La estimación de proyecciones de electricidad aún forma parte de las expectativas
del sector, en tanto que se han definido casos de exportación para considerarlo
entre los planes de expansión.
Para la evaluación realizada se han establecido cantidades de energía a exportar o
importar de los países con los que el Perú se interconectará. Es importante señalar
que a la fecha, no se tiene acuerdos comerciales para provisión y compra de
energía en punto de import/export.
En el caso donde se simulen las condiciones de exportación, se evaluará el efecto
de las importaciones / exportaciones sobre el plan de equipamiento de generación y
transmisión del SEIN, su efecto sobre los costos y precios del SEIN.
Para los distintos futuros o proyecciones de demanda y equipamiento, se calculará
el programa de inversiones necesario para cumplir con los planes, el calendario de
desembolsos y la oportunidad de inicio para la construcción de cada instalación.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 144
Resultados del Modelo de Generación
Entre los principales reportes de salida del modelo de generación serían los
siguientes:
Costos Marginales de Largo Plazo
Para los diversos escenarios de demanda y generación, se calcula el costo
promedio de generación de corto y largo plazo.
El análisis incluye el efecto de las exportaciones / importaciones de
electricidad sobre los precios, respecto al escenario sin transacciones de
exportación / importación.
Se analiza el impacto cuantitativo del proyecto Camisea con respecto a las
tarifas de electricidad; el impacto en la tarifa por efectos de congestión del
SEIN con su consiguiente presentación de los casos de congestión en las
líneas de transmisión, entre otros.
Uso de Fuentes Primarias, Consumo de Combustibles Fósiles
Para los diversos escenarios de demanda y planes de equipamiento se proyecta el
consumo de energía primaria por fuentes y los consumos de combustibles fósiles
por tipo de combustible, siendo preponderante el gas natural.
Valor Presente de Inversiones y Gastos de O&M para el Período en Análisis
Para los planes de equipamiento se estiman las inversiones requeridas por cada
proyecto tomando como referencia el costo unitario, y se establecen los niveles de
capacidad requerida para adecuar el parque de generación al incremento de la
demanda.
1.3.2.2.3. Modelo de Oferta de Petróleo y Derivados
A.
Modelo Exploratorio de Petróleo
El modelo exploratorio utilizado para estimar la incorporación futura de nuevas
reservas ha sido desarrollado en base a la inversión en exploración por cada cuenca
siguiendo dos escenarios diferenciados por el ritmo de inversión, un escenario
conservador y el otro optimista.
El modelo toma como base información histórica del éxito obtenido con pozos en
exploración, los cambios en el precio del petróleo, las adiciones a las reservas
probadas, así como la producción de petróleo crudo estimada para el periodo de
análisis.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 145
La ecuación básica del modelo.
INR = f (Precio del Petróleo WTI, Nivel de Inversiones en Exploración) + e
Gráfico N° 1.3.1: Futuros de Precio de Petróleo e I nversiones Totales en
Exploración
Fuente: Elaboración Propia.
Cabe indicar que este modelo ha considerado el comportamiento histórico de la
inversión de riesgo en las zonas analizadas así como la factibilidad de seguir
invirtiendo o no en escenarios distintos de política fiscal – contractual: en el
escenario conservador el ritmo de la inversión en exploración se reduce al ritmo
observado de las inversiones promedio en el país de la última década, mientras que
en un escenario optimista esta inversión tiene un comportamiento creciente en el
cual la inversión es aproximadamente 3 veces más que la del escenario
conservador. Se ha estimado que en promedio la inversión estará en US$ 500
millones en los próximos 10 años, reduciéndose ligeramente hasta un promedio de
US$ 180 millones a partir del año 2030 en adelante.
Este comportamiento de la inversión en exploración asume la continuación de un
escenario de precios del crudo en el mercado internacional bastante elevado. En
ningún caso se espera una bajada sustancial del precio del petróleo
En el siguiente Gráfico N° 1.3.2 se ven los resultados ob tenidos para ambos futuros
de evaluación.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 146
Gráfico N° 1.3.2: Resultados del Módulo Exploratori o – Incorporación de
Reservas
Fuente: Elaboración propia.
El avance de la exploración y posteriormente del desarrollo de los campos en caso
de descubrimiento esta también íntimamente ligado a la gestión de los impactos
socioambientales. El modelo considera estos problemas como variables exógenas
por lo que se espera que se mantenga la tendencia actual en cuanto a las
dificultades de acceso a la aprobación de los EIAs y a la licencia social registrada en
los últimos años.
B.
Modelo de Producción de Petróleo
Este modelo estima la proyección de la producción de Petróleo Crudo, identificando
la inversión en desarrollo, los costos operativos y los resultados económicos
(Impuestos y Regalías) de cada zona de producción del país en base a 2 futuros. El
futuro conservador en el cual los operadores cumplen con sus programas mínimos
contractuales y desarrollan al ritmo histórico la producción cubriendo difícilmente la
declinación de los campos; y el futuro que calificamos de optimista en el cual se
realizan programas de inversión que triplican a los resultados del futuro
conservador.
Estos futuros dependerán esencialmente de las políticas fiscales y de estabilidad
contractual que siga el Gobierno. Los futuros en principio son independientes del
nivel de precio del petróleo en el mercado internacional, el cual bajo las hipótesis
que hemos establecido va a seguir siendo suficientemente alto como para
rentabilizar tanto los proyectos de exploración como los de puesta en producción de
las diferentes reservas.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 147
Para los fines anteriormente descritos se han considerado 10 grandes zonas de
producción:
Noroeste onshore (2 zonas > separando los campos de PETROBRAS
(Lote X) de los otros campos y estimando el volumen de líquidos del
gas asociado a la producción de crudo).
Zócalo (2 zonas > separando los campos de SAVIA de los otros
campos e igualmente estimando el volumen de líquidos del gas
asociado a la producción de crudo).
Selva que incluye la Selva Central (1 zona > incluyendo condensados
por un lado y petróleos crudos ligeros de esta zona por otro lado) y la
Selva Norte (5 Zonas > separando el Lote 1AB, el Lote 8, Perenco
Lote 67, Talisman Lote 64 y otros lotes).
Para estimar la producción de petróleo crudo, el modelo de producción establece
una curva de producción sobre la base de la producción del año anterior menos una
declinación del 7% más el aporte producción de pozos abandonados, operaciones
de swab, fracturamiento y baleos, etc.).
Para determinar estos aportes se ha establecido para cada zona un estimado del
número de equipos de perforación que pueden operar y el número de pozos por año
que cada equipo es capaz de perforar. Asimismo, se ha estimado en base a la
información estadística el resultado promedio en términos de reservas recuperables
por cada pozo y/o por cada re-trabajo en cada zona.
Cuadro N° 1.3.5: Estimación de Nuevos Pozos y Retrab ajos
Fuente: Elaboración propia tomando como referencia valores históricos registrados por
PERUPETRO para los diferentes Lotes.
El aporte de los nuevos pozos implica la movilización de reservas probadas no
desarrolladas y reservas probables en base a la perforación de pozos “típicos”, que
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 148
en cada zona drenan un cierto nivel de reservas, con una tasa de éxito. El aporte de
nueva producción de re-trabajos es sobretodo válido en el Noroeste en donde las
empresas pueden poner en producción pozos cerrados y también abrir arenas que
se consideraron poco productivas debido a los bajos precios. A continuación se
muestra los estimados de producción de petróleo:
Gráfico N° 1.3.3: Resultados del Módulo de Producci ón – Producción Total
de Petróleo Crudo (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
Los resultados identificados por el modelo en ambos futuros permiten concluir que la
producción de petróleo estaría en promedio dentro de un rango mínimo y máximo de
producción. Debido a las tendencias resultantes de décadas de actividad
exploratoria, no permite avizorar resultados espectaculares, ni una caída drástica ni
una elevación sorprendente en el nivel de producción.
En el futuro conservador se observa que continúa la tendencia de declinación de los
lotes en producción, no obstante la entrada en producción de crudos de otras zonas
no revierten la tendencia natural observada en los últimos años. Por su parte en el
futuro optimista, se observa que la producción de petróleo llega a un máximo de
aproximadamente 120 MBPD como resultado de la mayor inversión en exploración y
explotación estimada en este futuro, así como la entrada en producción de los
crudos pesados en la Selva Norte.
Cabe resaltar que la proyección aún en su versión optimista no considera el impacto
que tendría un descubrimiento de petróleo de gran magnitud (superior a los 100
MBPD). Las proyecciones han sido trabajadas en base a la información histórica
considerando las tasas de éxitos y los descubrimientos observados en los últimos
30 años.
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Pág. 149
Un descubrimiento de esta magnitud, por otro lado, no alteraría el balance de oferta
y demanda de hidrocarburos líquidos, dado que este depende de la relación de
precios finales de los energéticos y de las infraestructuras disponibles. La puesta en
producción de un tal descubrimiento sólo impactaría en la balanza comercial y en
los volúmenes exportados. Según, el modelo energético peruano, los refinadores
son libres de adquirir petróleo crudo ya sea en el mercado interno como externo sin
mayores ventajas comparativas.
Por otro lado, para fines de estimar el aporte al Estado, derivados de los impuestos
y regalías, se ha utilizado la metodología de flujo de caja tomando como base la
inversión de desarrollo, el nivel de producción de cada zona, el precio de la canasta
de los crudos a procesar (la cual está en función del precio internacional del petróleo
crudo WTI), los costos (US$/pie de profundidad) aproximados en los trabajos de
perforación y completación de los pozos de desarrollo y los trabajos a realizar en los
re-trabajos, así como el costo de las facilidades necesarias para producir estos
pozos (US$/pozo). Ver cuadro siguiente.
Cuadro N° 1.3.6: Estimación de Flujo Caja para el C álculo de Aportes al Estado
Fuente: Elaboración propia tomando como referencia valores históricos registrados por
PERUPETRO para los diferentes Lotes.
Cabe indicar que este modelo sólo ha evaluada el modelo de negocio antes un
supuesto de solamente explotación de petróleo, es decir este modelo no
considera como input para el cálculo de la rentabilidad y el government take
(regalías e impuestos) las inversiones estimadas para la exploración de
petróleo.
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Pág. 150
Gráfico N° 1.3.4: Resultados del Módulo de Producci ón – Resultados
Financiero (Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia.
C.
Modelo de Oferta de Combustibles Líquidos
La oferta de combustibles líquidos proviene de las siguientes fuentes:
Las refinerías nacionales,
Las plantas de separación y fraccionamiento de líquidos del gas
natural,
Los bio-combustibles.
Oferta de las Refinerías Nacionales.
Para estimar la oferta de productos refinados se ha considerado las siguientes
premisas generales:
Los proyectos de modernización de las Refinerías de Talara y Pampilla
se van a concretizar en el año 2016.
Consideramos muy poco probable que se decida nuevamente
posponer el plazo (2016) de la obligatoriedad de comercializar Diesel y
gasolinas con menos de 50 ppm de azufre.
La operación de las refinerías seguirá fijándose en función de la
maximización de la producción de Diesel, producto con el mayor
crecimiento.
Las refinerías operarán a máxima carga, puesto que las refinerías
pueden abastecerse a su elección con una mezcla de crudo nacional
y/o crudo importado.
La industria de la refinación en el país ha intentado adaptarse a las
necesidades del mercado a lo largo del tiempo.
En este modelo observamos la siguiente tendencia para la oferta de derivados
provenientes de una refinería:
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Pág. 151
Gráfico N° 1.3.5: Proyección de la Producción Refin era de Combustibles
Derivados (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
En cuanto a las inversiones en el sector refinero, se ha considerado, que dada la
evolución de los márgenes de refinación, la falta de producción de crudo y la
capacidad instalada a nivel internacional, no sería económicamente viable realizar
nuevas inversiones en mayor capacidad, independiente de la que se realizaría en
los próximos años para modernizar las principales refinerías del país a fin de
producir combustibles de mejor calidad.
A continuación se detalle el estimado de inversiones del sector refinero en los
próximos años, en el cual se observa principalmente el plan de inversiones
relacionada a la modernización de las Refinerías de Talara y Pampilla.
Gráfico N° 1.3.6: Proyección de las Inversiones en el Sector Refinero
(Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia tomando como base información de Petroperu y Repsol.
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Pág. 152
Oferta de los Líquidos del Gas Natural (LGN)
Para el cálculo de la oferta de combustibles derivados de los LGN, ésta se ha
dividido en tres grandes grupos, según zona de producción:
El LGN producido en Camisea, para el cual se toman los tres futuros
desarrollados para la producción de gas: base, optimista y pesimista.
Gráfico N° 1.3.7: Proyección de la Producción de LG N Camisea
(MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
El LGN producido en Aguaytía (proveniente del Lote 31-C).
Gráfico N° 1.3.8: Proyección de la Producción de LG N Selva Central
(MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
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Pág. 153
El LGN producido en el Noroeste (NO), para lo cual se toma como
insumo los futuros de producción de petróleo y la capacidad de
procesamiento de gas natural en el NO.
Gráfico N° 1.3.9: Proyección de la Producción de LG N Noroeste
(MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
Oferta de Biocombustibles
Este módulo permite determinar los requerimientos de energía para la producción
de etanol y biodiesel B100. Para el caso del etanol se ha utilizado la capacidad de
producción actual y futura, el factor de conversión de caña de azúcar a alcohol y la
eficiencia de la planta. En cuanto al biodiesel B100 se ha tomado información
promedio de la conversión del aceite, las pérdidas y la producción de los
subproductos como la glicerina.
En la modelización de la oferta de biocombustibles se ha tomado en cuenta la
capacidad de producción actual y futura de biodiesel (B100) y etanol.
Obteniéndose los siguientes resultados:
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Gráfico N° 1.3.10: Proyección de la Producción de B iocombustibles
(MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
Este módulo estima también las inversiones en desarrollo de estos proyectos, así
como los costos de operación y mantenimiento durante todo el periodo. Es así que
tenemos que la inversión asciende a aproximadamente US$ 740 millones y el costo
de operación y mantenimiento durante todo el periodo de análisis es de
aproximadamente US$ 1,700 millones. Cabe indicar que para estimar estas
inversiones se ha considera los proyectos de etanol de las empresas Caña Brava y
Maple, así como el promedio de los costos OyM (US$/lt.) del etanol y biodiesel en el
país.
Oferta Total de Combustibles Líquidos
La oferta de combustibles derivados depende la suma de oferta de productos
refinados (1 escenario) + la oferta de los derivados de plantas de gas Camisea (3
escenarios), Noroeste (2 escenarios), Selva Central (1 Escenario) + la oferta de
biocombustibles (1 escenario).
Con lo cual se tienen diferentes escenarios de oferta de derivados, de los cuales se
tienen un máximo y mínimo escenario, los cuales están representados en la
siguiente gráfica:
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Pág. 155
Gráfico N° 1.3.11: Resultados del Módulo de Oferta de Combustibles
Líquidos (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
En el escenario Base la oferta total de combustibles derivados es la siguiente:
Gráfico N° 1.3.12: Resultados del Módulo de Oferta de Combustibles
Líquidos – Caso Base (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
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Pág. 156
1.3.2.2.4. Modelo Gasífero
Módulo de Oferta de Gas – Exploración y Producción
El módulo de oferta de gas natural recrea las condiciones de oferta proyectada para
las tres zonas de producción del país:
Gas Lotes Selva Sur (Camisea).
Gas Lotes Selva Central (Aguaytía).
Gas Lotes Noroeste.
La oferta de gas proyectada es independiente de cual sea la evolución de la
demanda y depende de la aplicación y éxito del Plan Exploratorio aplicado. En ese
sentido, la metodología supone definir dos extremos de planes exploratorios. Uno
menor, el cual supone que se lleva adelante sólo el Plan exploratorio en marcha
(2010-2014) en los lotes 88, 56 y 57; y otro que implica un Plan mayor compuesto
por 5 planes quinquenales que se llevan adelante en los anteriores lotes y en lotes
aledaños a estos, como son el 108 y 76. Las curvas de oferta estimadas por el
modelo, son consecuencia de: 1) una curva de declinación en los pozos en
producción de los lotes 88 y 56 (22 pozos); y 2) el aporte de gas de nuevos pozos,
los cuales van entrando a la oferta en mayor o menor volumen, producto del mayor
o menor éxito del plan de exploración en términos del gas descubierto.
El plan exploratorio plantea dos extremos de éxito, uno menor que desarrolla el 50%
de las reservas posibles (P3) y otro más exitoso en el cual se alcanza desarrollar el
66% de las reservas P3. El modelo calcula las inversiones en exploración de los
planes en función de costos referenciales de perforación de pozos provistos por los
agentes del mercado.
El modelo también calcula los costos asociados (CAPEX/OPEX) para el desarrollo
de la producción en base a benchmarks históricos. A continuación se presentan las
principales resultados del Módulo de Oferta de Gas. En el siguiente cuadro se
muestra la oferta para el caso base abierta por lote.
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Gráfico N° 1.3.13: Evolución de Oferta de Gas por L otes de Camisea
(MMPCD)
3000
2500
2000
Oferta L.88
Oferta L.56
1500
Oferta L.57
Oferta Otros Lotes
1000
Total Oferta Base
500
0
Fuente: Elaboración propia. Módulo Oferta Gas.
En el siguiente gráfico se muestra los tres casos proyectados de disponibilidad del
gas a la salida de la planta de Malvinas, en función a la aplicación del plan
exploratorio y al éxito del mismo. Se observa que sin exploración, área roja del
gráfico, el nivel de producción llega a 1600 MMPCD y a partir de 2029 declina en
forma natural. El plan exploratorio en marcha (2010-2014) permite aumentar la
oferta de gas al mercado, alcanzado un valor de 2200 MMPCD. En función al plan
exploratorio aplicado en el periodo 2015-2040 es posible incorporar nuevo gas al
mercado, lo que se ve reflejado en las áreas azul (caso base) y celeste (caso
optimista).
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Gráfico N° 1.3.14: Evolución de la Oferta Increment al en Función a Plan
Exploratorio (MMPCD)
3200
3000
2800
2600
2400
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Oferta optimista lotes aledaños
(nueva exploración)
Oferta base Lotes aledaños
(nueva exploracion)
Oferta Lotes 88+56+57+58
(exploracion en marcha)
Oferta Lotes 88+56+57 (sin
exploracion)
Fuente: Elaboración propia. Módulo Oferta Gas.
Módulo de Oferta de Líquidos del Gas Natural (LGN)
Para el cálculo de la oferta de LGN, ésta se ha dividido en tres grandes grupos,
según zona de producción.
El LGN producido en Camisea, para el cual se toman los tres futuros
desarrollados para la producción de gas: base, optimista y pesimista.
El LGN producido en Aguaytía (proveniente del Lote 31-C).
El LGN producido en el Noroeste (NO), para lo cual se toma como
insumo los futuros de producción de petróleo y la capacidad de
procesamiento de gas natural en el NO.
Módulo de Transporte de Gas Natural
Existe un vínculo entre los sectores de gas y electricidad, dado que el modelo
eléctrico optimiza el despacho y la estructura de tecnologías de generación, y
requiere como input el precio del gas para las centrales térmicas.
Es claro que el precio del gas en boca de pozo es uno de los futuros para construir
escenarios a evaluar. Sin embargo, el precio en city gate depende de los costos de
transporte, los cuales a su vez dependen de los Planes de expansión de capacidad
de transporte de gas. El módulo de transporte asocia diferentes alternativas de
expansión entre las variables que definen los planes. De esta manera, para cada
futuro de precios en boca de pozo se toman en cuenta diferentes precios en city
gate dependiendo del plan de expansión de la capacidad de transporte de gas.
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Pág. 159
Un aspecto a considerar es el de la localización de las centrales eléctricas, la cual a
su vez afecta la viabilidad de distintos planes de expansión de transporte de gas. La
decisión de localización debe tomar en cuenta el costo de transporte de gas, el
costo de transmisión eléctrica y la confiabilidad del servicio (para comparar la
conveniencia de instalar por ejemplo mayor capacidad de generación eléctrica en la
zona de Lima con los costos de transmisión y problemas de confiabilidad asociados
vs. descentralizar la generación, con mayores costos de transporte de gas). Este
análisis no se realiza con el modelo eléctrico, por lo cual se desarrollan dos módulos
separados: uno para el transporte de gas, y otro para la transmisión eléctrica.
El módulo de transporte de gas brinda:
i. Tarifas de gas en city gate, las cuales sirven como input del modelo eléctrico
(agregando el precio del gas en boca de pozo) y como atributo a utilizar
en la comparación de planes.
Diferenciadas por sistema de transporte (Norte, Centro, Sur).
Tarifa única de transporte (TUTGN).
Tarifas de gas en city gate.
ii.
Atributos para la comparación de planes.
Costos de inversión (totales y anualidad del capital) de las expansiones
de transporte.
OPEX incrementales.
En el estudio se han definido tres planes de transporte a evaluar: 1) Base, 2)
Centralizado menor, y 3) Mayor. El módulo de transporte estima la demanda de
capacidad necesaria para abastecer las demandas proyectadas por zonas de
distribución para los diferentes sectores: eléctricos y no eléctricos.
En el siguiente Gráfico, a modo de ejemplo se muestra una salida del módulo de
transporte, para el Plan Base.
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Gráfico N° 1.3.15: Demandas de Capacidad Proyectada s de Transporte por
Sistemas (MMPCD)
3000
2500
Sistema de Transporte TGP
2000
1500
Sistema de Transporte al
Sur
1000
Sistema de Transporte al
Norte
Total
500
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
0
Fuente: Elaboración propia. Módulo Transporte Gas.
En otro gráfico se muestra la evolución de las demandas de capacidad de los tres
planes.
Gráfico N° 1.3.16: Demandas de Capacidad Proyectada s de los Planes en
Punto de Inyección del Sistema de Transporte de Camisea (MMPCD)
3500
3000
2500
2000
Plan base transporte
Plan menor transporte
1500
Plan mayor transporte
1000
500
2040
2037
2034
2031
2028
2025
2022
2019
2016
2013
2010
0
Fuente: Elaboración propia. Módulo Transporte Gas.
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Otra salida del módulo de transporte el cálculo de las tarifas únicas para cada Plan
de transporte. Para ello se computan las inversiones y costos operativos de cada
plan y se calcula la tarifa única, la cual supone recuperar entre todos los usuarios
del sistema, existentes y nuevos, los costos totales de los planes de expansión. En
el siguiente Gráfico se consigna la evolución de las tarifas de transporte para cada
Plan.
Gráfico N° 1.3.17: Evolución de la Tarifa Única de Transporte
(US$/MMBTU)
1.60
1.40
1.20
1.00
T Base
0.80
T Menor
0.60
T Mayor
0.40
0.20
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
0.00
Fuente: Elaboración propia. Módulo Transporte Gas.
1.3.2.2.5. Módulo de Eficiencia Energética
La estructura y los algoritmos de cálculo del Módulo de Eficiencia Energética están
desarrollados en planillas MS Excel. A continuación se exponen los 4 Módulos Sub
sectoriales que conforman dicho Plan, describiendo: i) los contenidos de los
Programas, ii) cómo inciden los programas sectoriales en las proyecciones de
energía total, iii) cuáles son las variables de entrada (inputs) y salida (outputs) de
cada Módulo. Es importante señalar que para su elaboración se ha tomado como
base el Plan Referencial de uso Eficiente de la Energía aprobado el 26 de octubre
de 2009 mediante Resolución Ministerial N°469-2009-ME M/DM.
A.
Módulo Sector Residencial – Electricidad y Biomasa
Contenido:
•
•
•
•
Programa de iluminación eficiente.
Programa de hábitos de consumo.
Programa de remplazo de termas eléctricas por calentadores solares.
Programa de cocinas mejoradas.
Inputs del Módulo Sector Residencial:
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•
•
•
Proyección de la demanda de energía del plan 19 futuro 1.
Estadística de cantidad y tipos de equipos de iluminación.
Pliegos tarifarios del OSINERGMIN.
Outputs del Módulo Sector Residencial:
•
•
•
•
•
B.
Ahorro de energía anual proyectados del sector residencial (en TJ).
Reducción del consumo energético.
Reducción de costos.
Reducción de emisiones de CO2.
Inversión anual en el sector residencial (2012-2040).
Módulo Sector Productivo y Servicios – Electricidad
Contenido:
•
•
•
•
Programa de sustitución de motores eléctricos.
Programa de calderas industriales.
Programa de iluminación eficiente.
Programa de cogeneración.
Inputs del Módulo Sector Productivo y Servicios:
•
•
•
•
•
Proyección de la demanda de energía del plan 19 futuro 1.
Estadística de cantidad y tipos de equipos de iluminación.
Información del parque de motores eléctricos.
Costos promedio de motores eléctricos.
Pliegos tarifarios del OSINERGMIN.
Outputs del Módulo Sector Productivo y Servicios:
•
•
•
•
•
C.
Ahorro de energía anual proyectados del sector productivo y servicios (en
TJ).
Reducción del consumo energético.
Reducción de costos.
Reducción de emisiones de CO2.
Inversión anual en el sector productivo y servicios (2012-2040).
Módulo Sector Público y Comercial – Electricidad
Contenido:
•
•
Programa de iluminación eficiente en el Sector Público.
Programa de iluminación eficiente en el Sector Comercial.
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Inputs del Módulo Sector Público y Comercial:
• Proyección de la demanda de energía del plan 19 futuro 1.
• Estadística de cantidad y tipos de equipos de iluminación.
• Pliegos tarifarios del OSINERGMIN.
• Costos promedio de equipos de iluminación.
Outputs del Módulo Sector Público y Comercial:
•
•
•
•
•
D.
Ahorro de energía anual proyectados del sector público y comercial (en
TJ).
Reducción del consumo energético.
Reducción de costos.
Reducción de emisiones de CO2.
Inversión anual en el sector público y comercial (2012-2040).
Módulo Sector Transporte – Combustibles
Contenido:
•
•
•
Programa de ahorro de energía por conducción eficiente.
Programa de ahorro de energía por restricción vehicular.
Programa de sustitución de autos con combustibles líquidos por coches
eléctricos.
Inputs del Módulo Sector Transporte:
•
•
•
•
•
Proyección de la demanda de energía del plan 19 futuro 1.
Pliegos tarifarios del OSINERGMIN.
Estadística y proyección del parque automotor.
Rendimientos de vehículos menores.
Costos promedio de vehículos que usan combustibles y vehículos
eléctricos.
Outputs del Módulo Sector Transporte:
•
•
•
•
•
Ahorro de energía anual proyectados del sector transporte (en TJ).
Reducción del consumo energético.
Reducción de costos.
Reducción de emisiones de CO2.
Inversión anual en el sector transporte (2012-2040).
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E.
Consolidación del Módulo de Eficiencia Energética
Contenido:
•
•
•
•
Resultados de programas sectoriales.
Inversiones requeridas.
Evaluación económica de programas sectoriales.
Proyecciones de la demanda de energía para la reducción del 10% y 15%
con respecto al plan 19 - futuro 1.
1.3.2.2.6. Módulos de Otros Energéticos
Módulo de Carbón Mineral
Este módulo permite determinar la producción e importación de energía a partir de
la demanda final de carbón mineral y coque; también permite determinar los
requerimientos de carbón mineral para la generación de energía eléctrica. Ver
Diagrama 1.3.7.
Diagrama 1.3.7: Módulo de Carbón Mineral
Fuente: Elaboración propia.
Módulo de Biomasa
Este módulo permite determinar la producción de leña, bosta y yareta. En el caso de
la leña se toma en cuenta la demanda final de leña y el volumen que se utiliza para
la producción de carbón vegetal.
En el caso de bosta y yareta toma en cuenta la demanda final de estos energéticos
en el sector residencial.
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En cuanto al bagazo, su producción se determina a partir de la demanda final de
este energético en el sector agroindustria y el volumen que es empleado para la
generación de energía eléctrica.
Finalmente agrupamos la demanda de estos 3 energéticos y obtenemos la demanda
Final de Biomasa. Ver Diagrama 1.3.8.
Diagrama 1.3.8: Módulo de Biomasa
Fuente: Elaboración propia.
Módulo de Energía Solar
Este módulo permite determinar los requerimientos de energía solar a partir del
consumo final de energía solar para producir calor y la cantidad de energía que se
requiere para la generación de electricidad. Ver Diagrama 1.3.9.
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Diagrama 1.3.9: Balance de Carbón Mineral y Coque
Fuente: Elaboración propia.
1.3.2.2.7. Consolidación del Balance Nacional de Energía
Como parte final del Balance y Modelo Energético se consolida el Balance Nacional
de Energía, para lo cual se agrupa la siguiente información:
• La demanda sectorial de energía proyectada mediante el Modelo de
Proyección de la Demanda Energética.
• Los requerimientos de energía primaria y secundaria para generación
eléctrica calculados mediante el Modelo Eléctrico y RER.
• La demanda de gas (incluyendo la petroquímica y exportación de ser el
caso), la oferta de gas natural y la oferta de líquidos de gas natural
calculados mediante el Modelo Gasífero.
• La oferta de petróleo crudo y la oferta de refinados calculados
mediante el Modelo de Oferta de Petróleo y Derivados.
• La oferta de biocombustibles, la oferta de otros energéticos (carbón,
mineral, biomasa, solar y otros) calculados mediante el Modelo de
Oferta de Otros Energéticos.
• Los ahorros por eficiencia energética identificados mediante el Módulo
de Eficiencia Energética.
Sobre la base de dicha información se determina los balances de energía eléctrica,
los balances de hidrocarburos y de otros recursos energéticos, cuyos resultados
sirven de insumo para consolidar el Balance Nacional de Energía según se presenta
en el Diagrama 1.3.10.
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Diagrama 1.3.10: Consolidación del Balance Nacional de Energía
Fuente: Elaboración propia.
Sobre la base del Balance Nacional de Energía se determinan la
información que es utilizada para calcular los atributos de los planes:
1.3.2.3.
siguiente
Producción de energía por fuentes primarias y secundarias.
Importaciones y exportaciones de energía.
Requerimientos de energía de los centros de transformación, es decir
refinerías, plantas de tratamiento de gas natural, plantas de
tratamiento de biomasa y centrales eléctricas.
Consumo final de energía por productos finales y por sectores.
Emisiones de las actividades de producción, transporte,
transformación y consumo de los energéticos.
Modelo Socioambiental. EAE para la NUMES
La Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) es una herramienta pensada para
brindar un adecuado marco de sustentabilidad a la toma de decisiones. Permite
anticipar consecuencias, riesgos y oportunidades.
La EAE comprende el análisis a escala geográfica enfocado a la planificación
estratégica para la toma de decisiones (Gráfico N° 1.3.18 ), y no de manera puntal
como si lo es la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA).
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Pág. 168
Gráfico N° 1.3.18: Diferencia en la Escala de Estud io de una EIA y una EAE
POLITICAS
PLANES
PROGRAMAS
PROYECTOS
NIVEL ESPECIFICO
NIVEL ESTRATEGICO
Fuente: Elaboración propia.
Como parte del desarrollo de la definición de una nueva matriz energética, el
modelo de Evaluación socioambiental busca definir aquel plan que presente la mejor
performance socioambiental. De esta forma la EAE se inserta como un mecanismo
de apoyo al proceso de decisión para lograr la sostenibilidad de la matriz elegida
(Diagrama 1.3.11).
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Diagrama 1.3.11: La EAE en el Proceso de Decisiones
Fuente: Elaboración propia.
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Pág. 170
El Modelo Socioambiental aplicado interactúa en el proceso buscando que el
desarrollo de selección de la NUMES OBJETIVO comprenda tanto los aspectos
técnicos – económicos como los socioambientales.
El trabajo comprendió varias tareas dentro de las cuales se encuentra el
relevamiento de inquietudes y opiniones, el análisis del marco normativo, el
diagnostico socioambiental de Perú y en relación los recursos energéticos, un
análisis FODA, la definición y selección de indicadores, la identificación de
potenciales impactos, la evaluación socioambiental a través de un análisis
multicriterio, talleres de presentación y validación de la propuesta de la NUMES y de
la EAE realizada, la definición de medidas de mitigación y la propuesta de un plan
de monitoreo que permita hacer seguimiento del comportamiento de la matriz
energética ante los distintos temas considerados.
El proceso de evaluación socioambiental de los planes se llevó a cabo en tres
etapas. Una primera en la cual se analizó un gran abanico de escenarios
alternativos. Estos escenarios fueron analizados en una primera instancia de
evaluación con el Componente 1, teniendo en cuenta atributos socioambientales
entre otros. De esta manera, una primera selección permitió rescatar aquellos
planes alternativos de la NUMES OBJETIVO con mejores características
económicas y socioambientales. Los atributos socioambientales aplicados en esta
primera etapa de evaluación fueron los siguientes:
Ambientales
- Superficie de hectáreas inundadas.
- Participación de RER en la oferta eléctrica.
- Emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).
Sociales
- Cobertura de Gas Natural.
- Número de personas con acceso a energía.
De esta manera se han introducido consideraciones socioambientales en la primera
toma de decisiones.
En una segunda etapa se realizó la evaluación de los escenarios alternativos de la
NUMES OBJETIVO surgidos de la aplicación del MINMAX, (Planes Base, 4, 15, 17
y 18), implementando la metodología de Análisis Multicriterio (AMC).
Para esto se seleccionaron nuevos indicadores socioambientales claves de
evaluación, en base a los ejes estratégicos definidos por el CEPLAN dado que los
mismos surgen de un proceso de construcción de una visión compartida y
concertada de futuro de país, como así también de los lineamientos del Plan
Nacional de Acción Ambiental (PLANAA).
Los indicadores aplicados en esta etapa fueron los siguientes:
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Pág. 171
Ambientales
-
Emisiones de GEI por la producción y uso de energía.
Disminución de Emisiones Contaminantes del Transporte.
Energía Renovable Respecto al Total del Oferta de Generación.
Afectación de sistemas silvestres.
Amenazas a las Áreas Naturales Protegidas y Sitios de Biodiversidad
Sobresaliente.
Vulnerabilidad de la Matriz Energética a riesgos naturales.
Vulnerabilidad de la matriz energética al cambio climático.
Cuencas afectadas por los proyectos energéticos.
Sociales
-
Cobertura de Gas Natural.
Eficiencia Energética.
Servicios asociados a infraestructura de generación de energía eléctrica
Población en Situación de Riesgo por Desarrollo de la Infraestructura de
la Matriz Energética.
Amenazas a Sitios Arqueológicos de carácter monumental y excepcional.
Inversión en Tecnologías Limpias en el Sector Eléctrico.
Regalías del Sector Hidrocarburos.
Luego, en una tercera etapa se propuso generar un nuevo plan alternativo (Plan 19)
el cual comprendiera los mejores atributos de los planes robustos analizados
previamente. Con este nuevo plan generado, se realizó nuevamente el análisis
multicriterio para todos los Planes (Planes Base, 4, 15, 17, 18 y 19), de igual manera
realizada en la segunda etapa.
El análisis de los diferentes Planes se focaliza en los potenciales impactos
socioambientales a escala geográfica y en el alcance de las políticas y metas
asumidas por Perú como base de su desarrollo estratégico.
Debido a la estructura espacial de gran parte de la información referente a la matriz
energética y al componente socioambiental, se empleó un Sistema de Información
Geográfica (SIG) para la valorización de indicadores que sirvieron de base para la
evaluación ambiental. Para ello se emplearon bases de datos geoespaciales
referentes a los nuevos proyectos energéticos, teniendo en cuenta su ubicación y
producción y/o transformación energética. Luego estas capas de información se
procesaron con información ambiental.
La metodología de análisis multicriterio fue adoptada debido a que en el manejo del
medio ambiente los criterios de decisión son múltiples y no son directamente
comparables (al ser distintos los objetivos, hay unidades de medida distintas).
El enfoque multicriterio expresa el grado de alcance de cada objetivo con la medida
más adecuada y permite justificar las elecciones y obtener un proceso de toma de
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Pág. 172
decisiones más claro y estructurado. Para esto se utilizó el Software DEFINITE22, el
cual permite realizar la evaluación global de los planes energéticos y a su vez
analizar la sensibilidad de cada indicador individualmente respecto a los escenarios.
La evaluación y análisis de los indicadores permitió identificar las debilidades y
fortalezas socioambientales de los planes evaluados para la matriz energética.
Posteriormente, dicha evaluación es convalidada en los Talleres realizados y
enriquecida a través de los aportes allí surgidos.
De esta forma se buscó definir aquel plan que presente la mejor performance
socioambiental para la nueva matriz energética.
1.3.2.4.
Modelo para la Selección de Planes Robustos y NUMES OBJETIVO
Como ya fuera mencionado previamente, la toma de decisiones en la planificación
de largo plazo siempre se encuentra condicionada por la presencia de incertidumbre
respecto de la evolución futura de las variables relevantes. Por ello es importante
definir una metodología que permita tratar con la incertidumbre de manera de poder
evaluar los resultados de diferentes decisiones.
La metodología de análisis adoptada para la identificación de las características que
se recomiendan para la NUMES23 ha comenzado por diferenciar los distintos tipos
de variables:
a) Las variables que pueden ser afectadas por las decisiones de
planificación: constituyen opciones sobre distintos aspectos de la
política energética que pueden ser modificados para alcanzar la NUMES
OBJETIVO.
b) Las variables utilizadas para medir los resultados de los diferentes
planes en función de los objetivos perseguidos por la política energética.
Estas variables se denominaron atributos.
c) Aquellas variables exógenas, fuera del control del planificador, que están
afectadas por la incertidumbre y cuya materialización genera un
impacto significativo en los resultados.
Llegado este punto es necesario establecer criterios de comparación de los
resultados y selección de las mejores alternativas. La definición de un plan para la
NUMES se realizó mediante un procedimiento en dos fases. En la primera fase se
analizaron los resultados de los escenarios y se compararon los planes diseñados
para seleccionar los más robustos. El diseño de los planes también buscaba poder
realizar análisis de sensibilidad respecto de determinadas opciones de los planes, y
ello también se realizó en esta fase. En la segunda fase, a partir del análisis
22
DEFINITE versión 3.1.1.7 Los autores del mismo son R. Janssen, M. van Herwijnen y E. Beinat del Instituto
para Estudios Ambientales (Institute for Environmental Studies) de la Vrije Universidad de Amsterdam
(Holanda, 2006).
23
Esta metodología cumple con lo requerido en los Términos de Referencia, en particular en lo especificado
como actividades 3.1.3 y 3.1.6.
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realizado en la primera, se obtuvieron conclusiones que permitieron diseñar un
nuevo plan que fuera robusto y a su vez contara con fundamentos a partir de la
evaluación sectorial y ambiental para servir de guía para la NUMES. A su vez, se
volvieron a realizar las comparaciones entre planes para corroborar que el plan
diseñado fuera robusto y alcanzara resultados satisfactorios.
El análisis de los resultados y la evaluación y comparación de planes realizados en
cada fase, fueron desarrollados combinando dos metodologías. En primer lugar se
utilizó la metodología de minimización del arrepentimiento máximo (MINMAX) para
comparar los diferentes planes según los valores que arroja cada atributo en los
distintos futuros evaluados. En segundo lugar, y en complemento al análisis
MINMAX, se realizó un análisis de Trade Off (mediante una adaptación al caso de la
metodología Trade Off) para evaluar los conflictos de objetivos, los cuales surgen
inexorablemente en un análisis de múltiples atributos.
1.3.2.4.1. MINMAX
La metodología MINMAX consiste en comparar cómo se comporta cada plan en el
peor contexto futuro posible y elegir el plan que “resista” mejor ante la adversidad.
Para ello, se calcula el arrepentimiento que cada plan podría generar respecto de
cada atributo (que es la diferencia entre el valor del atributo para ese plan y el valor
óptimo24). Se elige el máximo arrepentimiento que el plan generaría considerando
todos los futuros posibles, como una forma de determinar el peor contexto futuro en
el que podría desenvolverse ese plan (respecto del atributo en consideración).
Luego se compara el desempeño de todos los planes en el peor contexto posible
(es decir se compara el máximo arrepentimiento de cada plan) y se elige el de mejor
desempeño en tales circunstancias adversas (es decir se busca la minimización del
arrepentimiento máximo: MINMAX).25
Nótese que el análisis de arrepentimiento puede arrojar resultados distintos para
diferentes atributos: un plan puede ser el que genera el menor arrepentimiento
respecto de un atributo y otro plan respecto de otro atributo. Por lo tanto, para
comparar, elegir un plan y descartar otro, se requiere considerar el conflicto de
objetivos, analizar cuantitativamente el orden de magnitud de las diferencias entre
los atributos de los distintos planes. Este tipo de evaluación comparativa se efectuó
mediante una adaptación al caso del método Trade Off26, que fue utilizado para la
selección de planes robustos.27
24
25
26
27
Si el plan en consideración es el que genera el valor óptimo del atributo para ese futuro, el arrepentimiento es
nulo.
Una explicación de esta metodología se realiza en el Anexo A.1.4: Metodología MINMAX y Trade Off.
Véase Crousillat, E. y H. Merrill (1992).
Otra metodología para tratar con este tipo de conflicto de objetivos es la que considera una función de
bienestar o utilidad agregada, que incorpora los distintos atributos como variables independientes con
distinta ponderación. En cambio, el análisis de Trade Off empleado, en lugar de comparar valores de
atributos que constituyen variables muy disímiles, compara los planes para seleccionar los que obtienen
mejores resultados en todos los atributos y cuando ello no es posible (por la existencia de conflictos de
objetivos/ Trade Offs) entonces selecciona aquellos que no son significativamente peores que los demás en
ningún atributo pero son significativamente mejores en alguno.
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1.3.2.4.2. Análisis de Trade Off
El análisis de Trade Off consiste en cotejar planes con resultados distintos en
múltiples atributos sin necesidad de comparar directamente los valores de los
atributos (que son heterogéneos y utilizan diferentes unidades de medida) entre sí.
La comparación entre planes se realiza de a pares, para determinar si un plan
domina a otro y de esta manera acotar el conjunto de planes elegibles. Los planes
no dominados en un determinado futuro forman parte del conjunto de elección. Los
planes dentro del conjunto de elección para todos los futuros son los considerados
robustos.
El criterio de comparación entre planes empleado (denominado dominancia o
dominio significativo condicional) considera que un plan domina a otro cuando es
significativamente mejor en algún atributo y no es significativamente peor en
ninguno.
Para determinar cuando un plan es significativamente diferente a otro en un atributo,
se computa el orden de magnitud de las diferencias relativas en los valores de los
atributos. Entonces se establece un límite o tolerancia respecto de la diferencia en
los valores que alcanzan los atributos. Dentro de los límites o la tolerancia
establecidos se considera que ninguno de los planes es significativamente mejor ni
peor que el otro.28
Se observó la distancia (diferencia) entre los valores de cada atributo para dos
planes en particular en un determinado futuro. En caso de que esa distancia
superase un cierto porcentaje de la máxima distancia (diferencia entre el mejor y el
peor valor de un atributo), para un futuro en particular, se consideró al plan de mejor
resultado como “significativamente mejor” con respecto al otro para ese atributo29.
Este criterio de dominancia es un criterio condicional porque depende del futuro
analizado. Los planes dentro del conjunto de elección (“lista corta”) en un futuro,
pueden ser distintos en otro. Por ello la condición de robustez empleada requirió que
el plan se encuentre en la lista corta en todos los futuros.
1.3.2.4.3. Determinación del Plan para la NUMES
En la primera fase del análisis se utilizaron los modelos de análisis con las
metodologías MINMAX y análisis de Trade Off, y se comprobó la consistencia de los
resultados con ambos métodos, lo cual arrojó un listado de planes robustos.
28
La tolerancia se computó como el 50% de la diferencia entre el valor mínimo y máximo de cada atributo en
cada futuro. Véase Anexo A.1.4 Metodología MINMAX y Trade Off.
29
El porcentaje utilizado no es algo que tienda a sesgar los resultados del análisis. De hecho el objeto de utilizar
un cierto porcentaje es permitir variar el mismo y ver qué planes entran y que planes quedan afuera del
conjunto de elección en base a la tolerancia que se tienen de las distancias de los valores óptimos
(tolerancia al riesgo). Se utilizó como tolerancia el 50% de la distancia máxima para todos los atributos.
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A partir de tales resultados, se identificaron algunos cambios en las opciones que
permitirían elaborar un nuevo plan que fuera robusto y a su vez consistente con los
demás criterios de evaluación de la política energética.
Este proceso iterativo permite mejorar las decisiones de planeamiento bajo
incertidumbre, al incorporar nuevas opciones y elaborar planes mejor preparados
para circunstancias adversas, reduciendo el riesgo de que los resultados se alejen
de los valores considerados aceptables.
Mediante este proceso se diseñó el plan para la propuesta de NUMES OBJETIVO, y
una vez elaborado se volvieron a aplicar las metodologías MINMAX y el análisis de
Trade Off para corroborar la robustez del mismo.
1.4.
Resultados de la Aplicación del Modelo E-A para la Selección de la
NUMES
1.4.1.
Introducción
Como fuera mencionado en la sección anterior, la evaluación de los planes se
realizó tanto por el método de minimización del arrepentimiento máximo como por el
método de Trade Off. En base a los resultados obtenidos, se procedió a la
elaboración de un nuevo plan que surge de la combinación de las mejores opciones
de los planes robustos, como propuesta o lineamientos a seguir para la NUMES.
Posteriormente se procedió a la demostración de que este es un plan robusto,
mediante la realización nuevamente del análisis Trade Off, pero esta vez con la
inclusión del nuevo plan generado. La selección de planes robustos y la posterior
determinación de lineamientos a seguir para la NUMES mediante la metodología
Trade Off estuvo sustentada y complementada en evaluaciones socioambientales
(modelo EAE) y de confiabilidad (análisis de desastres).
A continuación se presenta la descripción de los cálculos de los atributos, y los
resultados obtenidos en los mismos en el plan base. A su vez se procede al análisis
de los resultados mediante las metodologías MINMAX y Trade Off, y se presentan
los lineamientos propuestos para la NUMES (nuevo plan generado en base al
análisis realizado). Las posteriores dos subsecciones hacen referencia a
evaluaciones realizadas sobre los planes robustos de la primer fase y el plan
NUMES, inicialmente se evalúa el comportamiento de dichos planes ante futuros de
desastre, posteriormente se realiza el análisis ambiental (Modelo EAE) de dichos
planes. Concluye esta sección la presentación de los balances energéticos que
surgen del plan NUMES.
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1.4.2.
Resultados del Análisis MINMAX y Trade Off
1.4.2.1.
Cálculo de los Atributos
Los atributos considerados para la comparación de los planes son los siguientes:
concentración, RER, autosuficiencia, balanza comercial, consumo nacional de gas
natural, costo total, emisiones de gases de efecto invernadero, necesidad de
importación de gas, cobertura residencial de gas natural, costo medio, y áreas
inundables30. Los mismos son calculados para el año 2040 dado que es el último
año de las proyecciones, a excepción de costos, costo medio y áreas inundables los
cuales son calculados en valor presente y acumulado de toda la serie
respectivamente. La estimación de cada uno de ellos se realizó de la siguiente
manera:
•
Concentración: índice de concentración Herfindahl Hirschmann (HHI) de la
oferta interna bruta de energía primaria.
HHI = ∑ si2 × 10000
i
Donde Si es la participación de cada fuente (i) y la sumatoria total
entre fuentes es igual a 1.
•
•
•
•
•
•
•
30
RER (recursos renovables no convencionales): % de la generación de
energía eléctrica utilizando biomasa, energía eólica, solar y geotermia.
Autosuficiencia: porcentaje de energéticos producidos en el país= 1– (M/OF),
donde M representa las importaciones de productos primarios y secundarios,
y OF es la oferta final de energías primarias y secundarias corregidas por las
pérdidas de transformación.
Balanza comercial: diferencia entre exportaciones e importaciones de
energéticos primarios y secundarios en TJ.
Consumo nacional de gas natural: consumo total (tanto intermedio como final)
de gas natural en TJ.
Costo total: costos de operación e inversiones realizadas durante todos los
periodos analizados en millones de US$.
Emisiones GEI: total de emisiones de gases de efecto invernadero (CO2,
CH4, N2O, NOx, CO, COVDM, SOx y partículas) medidos en miles de
toneladas equivalentes.
Necesidades de importación de gas: diferencia entre demanda total y oferta
nacional de gas natural, en TJ, cuando la segunda es inferior a la primera. La
potencialidad de racionamiento en el modelo se manifiesta a partir de las
El atributo comercio regional, que responde al objetivo de integración regional y puede cuantificarse mediante
las exportaciones de energía eléctrica, no fue considerado en la comparación de planes. Dado que sólo los
planes 17 y 18 presentan exportaciones de energía eléctrica, su consideración sesgaría los resultados del
análisis de Trade Off dado que estos planes no serían nunca dominados por poseer un atributo mejor que el
resto de los planes, aún cuando es un atributo cuantitativamente poco significativo. De todos modos cabe
destacar que, si bien no se han considerado las exportaciones de electricidad como un atributo específico,
las mismas están consideradas dentro de la evaluación de los planes en los atributos de balanza comercial y
autosuficiencia.
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necesidades de importación de gas natural. En el sector eléctrico no se
observa racionamiento dado que el mismo se modela determinando los
requerimientos de energía primaria para cubrir la demanda proyectada, por lo
que basta con el indicador de desequilibrio entre oferta y demanda de gas
(necesidad de importación) para considerar la potencialidad de racionamiento
en el balance consolidado. Adicionalmente, por fuera del modelo se analizan
situaciones de desastre, que pueden generar demandas de otros energéticos
que, de no ser posible su abastecimiento para cubrir esos requerimientos,
podrían generar racionamiento de energía eléctrica (véase el caso en que
gran parte de la infraestructura de generación se basa en la hidroenergía y se
da un año seco)31.
• Cobertura residencial de gas natural: porcentaje de los hogares con
acceso al servicio de gas natural32.
• Costo medio de producción: relación entre el valor actual de los costos
de operación e inversión (OPEX + CAPEX) y el valor actual de la
producción de energía primaria y secundaria. Expresado en US$/TJ.
• Áreas inundables33: hectáreas totales inundadas según los proyectos
eléctricos considerados en cada plan y futuro.
31
El hecho de analizar los desastres por fuera del modelo se debe a que son situaciones que no permiten
describir adecuadamente los atributos de los planes evaluados y por ende no generan resultados
representativos de los mismos (por ejemplo, la ruptura de un gasoducto por un periodo prolongado haría que
todos los planes tuvieran consumos bajos de gas natural, similares entre sí, baja cobertura, poco desarrollo de la
industria, y no se pudieran distinguir las especificidades de cada plan), es decir, un año de desastre no es
representativo de los efectos que generaría un plan de largo plazo.
32
La cobertura hace referencia principalmente al gas natural y no a otros energéticos como la energía eléctrica
dado que este último posee un cubrimiento casi total de la población al final del periodo analizado para todos los
planes considerados.
33
Las áreas inundables se calcularon sobre la base de la información contenida en las fichas de cada uno de los
proyectos hidroeléctricos identificados. En el caso de necesitar una nueva central de 2,000 MW probablemente
ubicada en la selva baja se tomó como referencia a la central hidroeléctrica Inambari cuya área inundable es de
46,000 ha, y tiene un indicador de 23 ha/MW. Dicho indicador coincide con el indicador promedio calculado con
información de centrales construidas en otros países con características similares al de la selva baja peruana
como se puede ver en el cuadro siguiente.
Hectáreas Inundadas de Proyectos Internacionales
Proyecto (país)
Salvajina (Colombia)
Itaipu
(Brasil/Paraguay)
Kararao/Belo Monte
(Brasil)
Betania (Colombia)
Urra I (Colombia)
El Cajon (Honduras)
IlhaSolteira (Brasil)
GuriComplex
(Venezuela)
Capacidad
Reservorio
Personas
Personas
instalada
ha/MW
(hectáreas) desplazadas desplazadas/MW
(MW)
270
2,030
3,272
12
7.52
12,600
135,000
59,000
5
10.71
8,381
510
340
300
3,200
116,000
7,370
7,400
11,200
125,700
n.a.
544
6,200
4,000
6,150
n.a.
1
18
13
2
13.84
14.45
21.76
37.33
39.28
10,300
426,000
1,500
<1
Promedio hectáreas Inundadas
41.36
23.28
Fuente: World Bank, Latin American and Caribbean Region Sustainable Development Working Paper 16, "Good
Dams and Bad Dams: Environmental Criteria for Site Selection of Hydroelectric Projects", November 2003, p.12;
compiled from Goodland 1997, Goodland 1995, Mason 1995, several World Bank project reports, and data
provided during the World Commission on Dams Regional Consultation (Sao Paulo, Brazil, August 1999).
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En el Cuadro N° 1.4.1 se presentan los resultados obteni dos para los atributos en el
plan base.
Cuadro N° 1.4.1: Valoración de Atributos Plan Base
Futuro Plan
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
Concentrac
ión
(HHI)
3,282
3,191
3,258
3,245
3,267
3,331
2,918
RER
(%)
5.43
4.84
6.39
5.43
5.43
5.43
5.43
Autos ufi
ciencia
(%)
80.56
78.25
83.18
80.55
80.56
81.19
64.10
Balanza
comercial
(TJ)
-494,514
-676,875
-304,159
-495,189
-494,514
-466,389
-1,085,774
Cons umo Cos tos
GN (TJ) (MMUS$)
681,947
728,043
569,864
666,163
676,647
681,947
681,947
46,111
53,302
40,397
45,801
45,712
46,292
45,745
Emis iones Nec impo Cobertura
(106kg CO2
gas
GN
equivalente)
(TJ)
(%)
111,176
0
13.75
126,817
0
13.75
91,387
0
13.75
110,345
0
13.75
110,875
0
13.75
111,398
0
13.75
109,757
376,154
13.75
Cos to
medio
(US$/TJ)
2,529
2,808
2,304
2,516
2,510
2,514
2,582
Áreas
inundables
(HA)
71,699
97,449
37,602
71,699
71,699
71,699
71,699
Fuente: Elaboración propia.
En relación al futuro base se observa lo siguiente: la diversificación alcanza 6,718
(3,282 de HHI). El porcentaje de RER en el año 2040 alcanza el 5% de la
producción de energía eléctrica (cabe destacar en relación a este punto que los
planes de mayor uso de RER poseen un aumento significativo de estas fuentes en
los años lejanos de las proyecciones dadas las capacidades técnicas actuales y
potenciales en Perú).
La autosuficiencia es del 81% lo que implica que la mayoría de la demanda de
energía es cubierta con producción nacional. La balanza comercial es negativa,
principalmente por las importaciones de petróleo crudo y Diesel34. El consumo de
gas natural para sus distintos usos para el año 2040 totaliza un valor de 681,947 TJ.
Los costos totales, incluyendo los costos operativos y las inversiones realizadas
tanto en el sector gas natural, hidrocarburos líquidos, como generación eléctrica,
tienen un valor presente de US$ 46,111 millones, mientras que el costo medio de la
energía es de 2,529 US$/TJ. En referencia a las emisiones de gases de efecto
invernadero, las mismas han sido llevadas a CO2 equivalente para permitir sumar
las emisiones de cada uno de los gases considerados. Para el año 2040 las mismas
fueron estimadas en 111,176 106kg siendo las emisiones de CO2 más del 90% de
las mismas. En el plan base la oferta de gas natural es suficiente para abastecer la
demanda en todos los años proyectados a excepción del futuro de bajos recursos.
La cobertura del gas natural en los hogares llega al 14% en el 2040, y las áreas
inundables son 71,699 ha en el total de años proyectados.
34
En el plan base se han modelado los contratos de exportación de gas natural actuales de la planta Perú LNG
los cuales no abarcan todos los años proyectados. Una vez terminados estos contratos, la balanza comercial
se vuelve negativa.
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1.4.2.2.
Modelo MINMAX: Resultados
Se consideraron dieciocho planes para siete futuros distintos (estos últimos variando
según crecimiento del PBI, precios del WTI y recursos de gas natural) totalizando
126 escenarios distintos35.
A continuación se presentan y analizan los resultados obtenidos. En primer lugar se
exponen y analizan los valores que alcanzan los atributos para cada escenario, lo
cual conforma la matriz de resultados. En segundo término se calculan las
diferencias entre los valores de los atributos de todos los planes y el valor óptimo
para cada futuro, configurando la matriz de arrepentimiento.
El análisis de estas dos matrices permite observar cuáles son los planes de mejor
comportamiento.
1.4.2.2.1. Matriz de Resultados
A través de la matriz de resultados, se puede comparar el desempeño de un plan en
relación a otro en base a los atributos cuantificados. A partir de los resultados
obtenidos se computó la cantidad de futuros en los que cada plan presenta el valor
óptimo para cada atributo, lo cual se presenta a continuación (la matriz de
resultados completa para cada futuro se presenta en el Anexo A.1.5: Valorización de
los atributos para los diferentes planes y futuros).
Cuadro N° 1.4.2: Resumen Matriz de Resultados: Canti dad de Futuros en
los que cada Plan es el Mejor según Atributo
Planes
P1
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
P9
P10
P11
P12
P13
P14
P15
P16
P17
P18
Concentarci
ón
0
0
0
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
RER
0
0
0
6
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Autosuficie Balanza
ncia
comercial
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
5
5
0
2
Consumo
GN
0
0
0
0
5
5
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Costos
Emisiones
0
0
0
0
0
0
0
0
6
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
0
Nec impo
gas
6
6
6
6
6
6
5
6
6
4
6
6
6
6
6
0
7
0
Cobertura
GN
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
0
7
7
Costo
medio
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6
0
0
0
0
0
1
0
0
Áreas
inundables
0
0
0
0
0
0
7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
Suma
atributos
6
6
6
18
11
11
15
6
12
10
6
8
6
6
13
3
31
16
Fuente: Elaboración propia.
35
Posteriormente se evaluaron los planes robustos en futuros de desastres para medir la confiabilidad de los
mismos.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 180
El Cuadro N° 1.4.2, presenta la cantidad de futuros en los que cada plan es el mejor
en cada atributo, es decir, tomando como ejemplo la concentración, el plan cuatro
es el que genera mayor diversificación en seis de los futuros analizados, y el plan
dieciséis en el futuro restante. En tanto, en el atributo RER también el plan 4 es el
de mejores resultados (mayor RER) para 6 de los futuros, y el plan 7 es el mejor en
términos de RER en el futuro restante. Igual interpretación se aplica para el resto de
los atributos. Cuando la suma columna es mayor a 7 significa que hay más de un
plan óptimo en algunos futuros.
Una observación que merece destacarse es que, si bien en el cuadro no se observa
al plan 18 como un plan óptimo en términos de RER, esto se debe a que sus
porcentajes en el año 2040 son levemente menores a los del plan 4 (debido a que si
bien la capacidad instalada es una variable que puede ser afectada por las
decisiones de planificación, la energía producida es endógena en el modelo y por lo
tanto también lo es el porcentaje final de RER). Sin embargo en la evaluación de los
planes se tomará en cuenta su cercanía al óptimo.
Los resultados de los planes del Cuadro N° 1.4.2, se re sumen en el Gráfico Nº
1.4.1: en cada vértice del endecágono se representa un atributo, la distancia entre el
centro y cada vértice es 7 (la cantidad de futuros evaluados), y cada plan se
representa con un color diferente. Si un plan presentara valores óptimos para todos
los atributos en todos los futuros, estaría representado gráficamente mediante una
línea sobre el perímetro del gráfico. Un plan que no fuera el óptimo en ningún
atributo en ningún futuro no se vería en el gráfico porque todos sus puntos estarían
en el centro del gráfico. Por ejemplo, tomando el plan 17, se observa que la línea
que caracteriza a dicho plan no se encuentra representada en los atributos
concentración, RER, consumo de gas natural, costos, costo medio y áreas
inundables dado que el plan 17 no es óptimo en ninguno de estos atributos para los
futuros analizados. Sin embargo se observan líneas del plan 17 en los atributos
autosuficiencia y balanza que llegan al quinto componente del endecágono
representando que este plan es óptimo en 5 de los 7 futuros para estos dos
atributos. Por último, el plan 17 se encuentra sobre el perímetro de la figura para los
atributos emisiones, necesidades de importación de gas y cobertura de GN,
implicando ser el plan de mejores desempeños en estos atributos para los 7 futuros
analizados. Igual interpretación corresponde al resto de los planes.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 181
Gráfico N° 1.4.1: Matriz de Resultados: Cantidad de Futuros en los que
Cada Plan es el Mejor Según Atributo
Matriz de Resultados: Cantidad de Futuros en los que cada Plan
es el mejor según Atributo
Concentarción
8
Áreas inundables
RER
6
4
Costo medio
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
P9
P10
P11
P12
P13
P14
P15
P16
P17
P18
Autosuficiencia
2
0
Cobertura GN
Balanza comercial
Nec impo gas
Consumo GN
Emisiones
P1
Costos
Fuente: Elaboración propia.
En complemento a lo anterior, es importante analizar cuantitativamente los valores
deseables que toman los atributos en los diferentes planes. Los valores presentados
para cada plan corresponden al valor más alto (más bajo en el caso de los atributos
a minimizar) del atributo entre todos los futuros. Esta cuantificación es presentada
en el Cuadro N° 1.4.3. Los valores más altos (mayor o i gual al ochenta por ciento
del máximo) presentan un círculo relleno, los valores menores se presentan con
círculos semi-rellenos, hasta llegar a planes que representan menos del veinte por
ciento del valor máximo, que se identifican con un círculo vacío. En los atributos a
maximizar, los círculos rellenos son los que hacen referencia a los mejores
resultados, mientras que en los atributos a minimizar son los círculos vacíos los de
mejores resultados.
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Pág. 182
Cuadro N° 1.4.3: Incidencia de Valores Deseables de los Atributos para
cada Plan1
Pla n
P1
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
P9
P10
P11
P12
P13
P14
P15
P16
P17
P18
óptimo
Concentra c
i ón
(HHI)
2,918
2,916
2,676
2,411
3,469
3,135
3,098
2,807
2,638
2,933
2,864
2,918
2,930
2,858
2,929
2,848
2,646
3,052
RER
(%)
6
5
11
19
5
11
19
6
5
6
5
6
6
6
6
6
5
17
Autos ufi
Bal anza
Emis i ones Nec impo Cobertura
Cons umo
Cos tos
ciencia comercia l
(106kg CO2
gas
GN
GN (TJ) (MMUS$)
(%)
(TJ)
equi va lente)
(TJ)
(%)
83
-304,159
728,043
40,397
91,387
0
14
83
-304,159
755,098
40,282
89,353
0
14
83
-304,159
728,043
40,678
89,353
0
14
83
-304,159
728,043
41,285
89,353
0
14
83
-304,159
939,734
41,268
91,387
0
14
83
-304,159
939,734
41,624
91,387
0
14
83
-304,159
1,140,091
42,600
102,407
0
14
82
-304,159
652,319
40,368
87,139
0
14
81
-304,159
573,791
38,238
81,772
0
14
83
-64,410
728,043
41,168
91,387
0
14
83
-253,701
748,443
41,899
90,888
0
14
86
-167,319
728,043
49,416
91,387
0
14
84
-270,026
704,092
40,670
87,459
0
14
84
-201,761
703,027
45,046
76,334
0
14
83
-300,400
735,110
40,556
91,508
0
19
68
-786,278
728,043
38,608
89,968
267,012
14
86
-24,388
543,283
54,634
68,753
0
19
85
95,968
1,122,855
56,886
97,184
52,637
19
Cos to
Área s
medi o
inunda bl es
(US$/TJ)
(HA)
2,304
37,602
2,300
75,449
2,320
37,602
2,339
41,210
2,363
5,906
2,375
5,906
2,401
1,631
2,386
37,602
2,308
75,449
2,228
37,602
2,352
71,699
2,732
37,602
2,334
37,602
2,627
31,506
2,307
37,602
2,265
37,602
3,176
31,506
2,938
1,631
1
El relleno de los círculos corresponde a cuán grande sea el valor que toman los atributos
para determinado plan con respecto al máximo valor entre planes, es decir los planes que
posean valores iguales o mayores al 80% del máximo obtienen un círculo relleno. En el caso
de los atributos a maximizar, los círculos rellenos son los de mejor resultados, en el caso de
los atributos a minimizar los de peor resultado. La última línea del cuadro hace referencia al
formato que toman los círculos en los valores óptimos por atributo (rellenos para atributos a
maximizar, vacíos en atributos a minimizar).
Fuente: Elaboración propia.
En base a los resultados precedentes se puede ver que los planes de mejores
resultados son el 17, 4, 9, 18, 7 y 15.
•
•
36
El Plan 17 es un plan muy bueno (el mejor en 5 de los 7 futuros) en
balanza comercial y autosuficiencia, esto se debe principalmente al
desarrollo de crudos pesados (la mayor parte de esta producción de
petróleo tiene destino de exportación), la eficiencia (la mayor eficiencia
reduce la demanda doméstica y por ende los excedentes son
exportados). A su vez es un plan óptimo en términos de emisiones
(menor consumo de hidrocarburos por eficiencia, menor demanda de
gas natural debido a que no se desarrolla la petroquímica sur, y
mayores metas de biocombustibles, generan menores emisiones), en
necesidades de importación de gas (plan de uso intensivo de la
hidroenergético en la generación eléctrica) y cobertura (plan de 19%
de cobertura residencial).
El plan 4 es un plan óptimo en diversificación generando la menor
concentración (mayor uso de hidroenergía y 20% de RER), en RER36 y
Como se mencionó previamente, el porcentaje de RER alcanzado por este plan al 2040 es leventemente
mayor al del plan 18 debido a la trayectoria endógena del modelo eléctrico.
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Pág. 183
•
•
•
en necesidades de importación de gas. El plan 9 es un plan óptimo en
términos de costos dado que la centralización de la utilización del gas
no contempla la realización de los gasoductos al Norte ni al Sur.
El plan 18 es óptimo en balanza comercial (como en el plan 17, es
debido principalmente al desarrollo de crudos pesados), en cobertura y
en áreas inundables (la utilización de más gas en la generación
eléctrica permite reducir considerablemente las áreas inundables tanto
comparado con los casos de mayor uso de hidroelectricidad, como con
los casos de estructura base; la combinación de mayor gas en la
generación eléctrica con un RER cercano al 20% es la que genera los
planes de menores áreas inundables).
El plan 7 es un plan óptimo en términos de RER (20%), consumo
nacional de gas natural (plan de mayor uso de gas natural en la
estructura de generación eléctrica), necesidades de importación de
gas y áreas inundables (al igual que el plan 18, la mayor utilización de
gas natural en la generación eléctrica permite reducir la hidroenergía y
con eso las áreas inundables).
El plan 15 es un plan bueno principalmente por la cobertura residencial
de gas natural. Otros planes de resultados aceptables parecen ser el 5
y 6, los cuales al compararlos con el plan 7 (los 3 planes de mayor uso
de gas, pero con diferentes porcentajes de RER) son planes de mayor
consumo de gas natural, pero peores en términos de áreas inundadas,
concentración y participación de los RER.
Comparando los resultados de los diferentes planes en los diversos futuros
analizados pueden identificarse aquellos planes que no generan resultados óptimos
en ninguna de las variables en consideración, por lo que aparecen planes a ser
descartados a la hora de elegir la NUMES. El Cuadro N° 1.4.4 indica la cantidad de
futuros en los que cada plan no fue el óptimo para ningún atributo.
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Cuadro N° 1.4.4: Cantidad de Futuros en que cada Pl an no fue el Óptimo
para Ningún Atributo1
Planes
P1
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
P9
P10
P11
P12
P13
P14
P15
P16
P17
P18
ópti mo
Cantidad de futuros en
que cada plan no fue
el óptimo para ningún
atributo
1
1
1
0
0
0
0
1
0
1
1
1
1
1
0
4
0
0
1
La última línea del cuadro hace referencia al formato que toman los círculos en los valores
óptimos.
Fuente: Elaboración propia.
Varios planes son los que no presentaron ningún atributo que alcance el valor
óptimo en algún futuro, tal es el caso de los planes 1, 2, 3, 8, 11, 12, 13, 14. Dos
planes lejos de los valores óptimos en varios futuros son el plan 16 y el plan 10 en
los cuales 4 y 3 respectivamente son los futuros en los que no han obtenido ningún
atributo en los valores óptimos. El plan 16 es un plan que cuenta con características
para ser descartado: en primer lugar porque posee malos resultados en la mayoría
de los atributos, como por ejemplo autosuficiencia, balanza comercial, necesidades
de importación de gas y áreas inundables; en segundo porque se trata de un plan
de escasa exploración de recursos hidrocarburíferos que resulta en que la
producción local de gas natural sea muy baja e insuficiente para cubrir las
demandas domésticas. Con respecto al plan 10, este es un plan con buena balanza
comercial y consumo de gas natural, sin embargo es siempre superado por los
planes 18 y 17 en estos atributos, a su vez posee valores lejanos a los óptimos para
el resto de los atributos. Cabe destacar que si bien este plan es un plan de mayores
exportaciones de gas natural, posee desbalances entre oferta y demanda
únicamente en los futuros de alta demanda (PBI optimista) y de bajos recursos de
gas natural.
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Pág. 185
1.4.2.2.2. Matriz de Arrepentimiento
El método de minimización del arrepentimiento máximo implica obtener el máximo
arrepentimiento de cada plan entre futuros, y posteriormente seleccionar el plan
cuyo máximo arrepentimiento es el menor (es decir el que tiene mejor resultado en
las condiciones futuras más adversas posibles).
El Cuadro N° 1.4.5 es un resumen de la matriz de arr epentimiento (la matriz
completa se encuentra en el Anexo A.1.5: Valorización de los atributos para los
diferentes planes y futuros)
El análisis MINMAX se realizó atributo por atributo para poseer una buena
comparación entre planes en todas las variables que se consideran relevantes. El
Cuadro N° 1.4.5 exhibe el porcentaje de arrepentimie nto de cada plan en relación al
máximo de los arrepentimientos que se genera en cada atributo, por ejemplo, el plan
18 genera un arrepentimiento del 75% del máximo de los arrepentimientos en
cuanto a concentración (baja diversificación), mientras que el arrepentimiento para
el RER es significativamente menor en términos relativos (15%).
Cuadro N° 1.4.5: Resumen Matriz de Arrepentimiento
Planes
P1
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
P9
P10
P11
P12
P13
P14
P15
P16
P17
P18
Concent
Autosuf Balanza Consumo
Nec impo
RER
Costos Emisiones
ración
iciencia comercial
GN
gas
41%
94%
44%
58%
69%
12%
55%
36%
44%
96%
44%
58%
65%
21%
55%
36%
21%
61%
39%
55%
69%
13%
51%
32%
2%
1%
39%
55%
69%
15%
51%
32%
100%
96%
81%
83%
69%
24%
88%
70%
83%
62%
81%
83%
69%
27%
88%
70%
78%
2%
79%
82%
2%
30%
100%
69%
31%
94%
40%
50%
82%
11%
46%
25%
27%
97%
25%
41%
95%
0%
32%
3%
42%
94%
82%
59%
69%
15%
55%
71%
40%
100%
37%
50%
66%
29%
54%
32%
41%
94%
31%
44%
69%
56%
55%
36%
43%
94%
42%
51%
73%
13%
45%
33%
47%
91%
31%
35%
73%
34%
23%
22%
94%
44%
58%
68%
12%
55%
37%
42%
40%
94%
100%
100%
69%
3%
55%
59%
26%
96%
1%
12%
100%
97%
0%
0%
75%
15%
98%
57%
5%
100%
83%
100%
Cobertura
GN
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
0%
100%
0%
0%
Costo
medio
9%
16%
10%
10%
21%
23%
25%
17%
12%
5%
18%
48%
12%
37%
10%
8%
100%
79%
Áreas
inundables
62%
100%
100%
100%
19%
19%
0%
62%
100%
62%
100%
62%
62%
46%
62%
62%
61%
0%
Fuente: Elaboración propia.
Como se puede observar, los planes de mejor desempeño en cuanto a resultados
de los valores de los atributos son los que generan menores arrepentimientos.
•
En el caso de la concentración, es el plan 4 el de menor arrepentimiento (es
el mejor en 6 de los 7 futuros), y lo mismo sucede para el RER.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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•
•
•
•
•
•
En términos de autosuficiencia y balanza comercial, el plan de menor
arrepentimiento es el plan 17, el cual, como fuera observado en el apartado
anterior, es el mejor en 5 de los 7 atributos.
El plan 7 es el de menor arrepentimiento en consumo de gas natural, también
se observa que el plan 18 es un plan de bajo arrepentimiento en el atributo.
En ambos hay un mayor uso de este recurso en la generación eléctrica, y se
desarrolla la petroquímica sur. Si bien ninguno de estos planes fueron los de
mayor consumo en la mayor cantidad de futuros (ver Cuadro N° 1.4.2),
presentaron valores cercanos al óptimo en todos los futuros.
En relación con los costos totales y medios, se observa que los de menores
costos son el plan 9 y el 16, el primero debido a la centralización de la
infraestructura de transporte de gas natural, mientras que el segundo por una
menor exploración de dicho energético. Una situación a destacar es que si
bien los planes 17 y 18 son los de mayores costos, el orden de los mismos se
revierte al considerar los costos totales y los costos medios. Se observa que
el plan 18 es el de mayor costo total, sin embargo el 17 es el de mayor costo
medio, esto se debe a que al ser el plan 17 un plan de un menor desarrollo de
la infraestructura de transporte de gas natural, se produce menor desarrollo
de dicha industria y por ende una menor producción de la misma,
incrementando así el costo medio.
Como se observó en el Cuadro N° 1.4.2, la mayoría d e los planes cubren la
demanda de gas con recursos nacionales en 6 de los 7 futuros (excesos de
demanda se producen en el futuro de bajos recursos de gas natural), siendo
el plan 17 el de menor necesidades de importación de gas en todos los
futuros.
En términos de cobertura residencial de gas natural, son los planes que
poseen dentro de sus objetivos el aumento de dicha cobertura (planes 15, 17,
18) los que generan mejores resultados y menor arrepentimiento.
Por último en términos de áreas inundables, la mayor utilización de gas
natural en la generación eléctrica, en relación al escenario base, es la que
genera menores arrepentimientos.
Cabe mencionar que planes como el 4, 7, 17 y 18, de los cuales se ha visto que
poseen los mejores resultados, a su vez poseen altos arrepentimientos en ciertos
atributos.
•
•
•
El plan 4, al igual que todos los planes que no tienen como objetivo la alta
cobertura de gas natural, posee los peores resultados en términos de
cobertura, y también posee el máximo arrepentimiento en áreas inundables
por tratarse de un plan de mayor uso de la hidroenergía en la estructura
eléctrica.
El plan 7 posee, al igual que el 4, el mayor arrepentimiento en términos de
cobertura de gas natural residencial, y es un plan de altos niveles de emisión
de gases de efecto invernadero, dado principalmente por el mayor uso de gas
natural en la generación eléctrica.
El plan 17 posee, como contrapartida a sus resultados positivos, la baja
participación de las energías renovables no convencionales (RER 5%), el
bajo desarrollo del consumo de gas natural (por ser un plan de mayor
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Pág. 187
•
producción hidroeléctrica y que no promueve la petroquímica en el sur), y de
altos costos (dados por los crudos pesados principalmente).
El plan 18 posee arrepentimientos altos en autosuficiencia (dado por las
necesidades de importación de gas), y los costos (al igual que en el plan 17
por crudos pesados, sumado que la generación eléctrica es con mayor uso
de gas, y por ende posee mayores costos operativos que los casos de
mayores usos de la hidroenergía).
A continuación, se presentan graficados los resultados del análisis de minimización
del arrepentimiento máximo. Se presenta un gráfico para cada atributo, y en los
mismos se puede observar de manera rápida cuáles son los planes con mayores
arrepentimientos (planes más lejanos al 0)37. En los vértices de cada octodecágono
se representa cada uno de los 18 planes. La distancia desde el centro al vértice
mide el porcentaje de arrepentimiento de cada plan respecto del máximo
arrepentimiento para el atributo graficado.
En el caso de la concentración, se observa que el plan 4 se encuentra en el valor
más cercano al cero, lo que significa que es el plan de menor arrepentimiento en
términos de concentración, mientras que el plan 5 es el más alejado (100%) por
ende el de mayor concentración en términos de oferta de energías primarias. Los
planes de mayor utilización de gas natural en la generación eléctrica (5, 6, 7 y 18)
son los de menor diversificación.
Gráfico N° 1.4.2: Arrepentimientos: Concentración
Porcentaje del arrepentimiento
máximo de cada plan
P1
P17
100%
P18
80%
P2
P3
60%
P16
P4
40%
20%
P15
P5
0%
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Concentración
Fuente: Elaboración propia.
37
En los vértices de cada octodecágono se representa cada uno de los 18 planes. La distancia desde el centro
al vértice mide el porcentaje de arrepentimiento de cada plan respecto del máximo arrepentimiento para el
atributo graficado.
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En términos de RER se observa que los planes más cercanos al mínimo
arrepentimiento son los de máxima participación de dichos energéticos en la
generación eléctrica, es decir los planes 4,7 y 18.
Gráfico N° 1.4.3: Arrepentimientos: RER
Porcentaje del
Arrepentimiento Máximo de
cada Plan
P1
100%
P18
P17
80%
60%
P16
40%
20%
P15
0%
P14
P2
P3
P4
P5
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
RER
Fuente: Elaboración propia.
El mayor arrepentimiento en autosuficiencia y balanza comercial se observa para el
plan 16 (plan cuyo valor se encuentra en el perímetro del diagrama) dado que al no
explorar recursos la economía se vuelva altamente dependiente de las
importaciones. Los planes de mayor uso de la hidroenergía o una utilización similar
al plan base en la generación son los que poseen menores arrepentimientos en
estos atributos, siendo el plan 17 el de mejor comportamiento dado tanto por su
mayor uso hidroeléctrico como por caídas en la demanda dadas sus altas metas de
eficiencia energética.
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Gráfico N° 1.4.4: Arrepentimientos: Autosuficiencia
Porcentaje del Arrepentimiento
Máximo de cada Plan
P1
P17
P18100%
80%
P2
P3
60%
40%
20%
0%
P16
P15
P4
P5
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Autosuficiencia
Fuente: Elaboración propia.
Gráfico N° 1.4.5: Arrepentimientos: Balanza Comerci al
Porcentaje del
Arrepentimiento Máximo de
cada Plan
P1
P17
P16
P15
100%
P18
80%
60%
40%
20%
0%
P2
P3
P4
P5
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Balanza comercial
Fuente: Elaboración propia.
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El menor arrepentimiento en relación al consumo de gas natural se observa en los
planes de mayor uso de gas en la generación eléctrica. Los mayores
arrepentimientos se observan en el plan 9 y el plan 17. El plan 9 dado que al poseer
una infraestructura de transporte centralizada no permite el desarrollo de la industria
del gas. El plan 17 además de ser un plan con mayor utilización de energía
hidroeléctrica, posee metas altas de eficiencia energética que hacen disminuir el
consumo del gas natural.
Gráfico N° 1.4.6: Arrepentimientos: Consumo de Gas Natural
Porcentaje del Arrepentimiento
Máximo de cada Plan
P1
P17
P18100%
80%
P2
P3
60%
P16
P4
40%
20%
P15
P5
0%
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Consumo GN
Fuente: Elaboración propia.
En relación a los costos se observa que los mayores se producen en los planes 18 y
17 respectivamente, caracterizados principalmente por el desarrollo de crudos
pesados, eficiencia energética, y el desarrollo de la petroquímica sur, siendo este
último únicamente en el plan 18.
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Gráfico N° 1.4.7: Arrepentimientos: Costos
Porcentaje del Arrepentimiento
Máximo de cada Plan
P1
P17
P18100%
80%
P2
P3
60%
P16
P4
40%
20%
P15
P5
0%
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Costos
Fuente: Elaboración propia.
Mayores arrepentimientos en términos de emisiones se observan en los planes de
mayor uso de gas en la generación. El plan 17 es el que mejor se comporta en este
atributo dado sus mejoras en eficiencia, mayor producción hidroeléctrica, y aumento
de metas de biocombustibles.
Gráfico N° 1.4.8: Arrepentimientos: Emisiones
Porcentaje del
Arrepentimiento Máximo de
cada Plan
P1
P17
P16
P15
100%
P18
80%
60%
40%
20%
0%
P2
P3
P4
P5
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Emisiones
Fuente: Elaboración propia.
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El máximo arrepentimiento debido al desbalance de oferta y demanda de gas se
produce en el plan 18 dado que se combinan las opciones de aumento de los planes
de exportación de gas natural y mayor uso de dicho energético en la generación
eléctrica. A su vez se puede observar que planes con mayor nivel de exportación de
gas natural, plan 10, o planes de mayor utilización de dicho energético en la
generación eléctrica no generan los mayores arrepentimientos, sino más bien es
cuando se combinan estas dos opciones que se generan arrepentimientos
considerables capaces de generar desbalances significativos de oferta y demanda.
Gráfico N° 1.4.9: Arrepentimientos: Necesidades de Importación de Gas
Porcentaje del Arrepentimiento
Máximo de cada Plan
P1
P17
P18100%
80%
P2
P3
60%
P16
P4
40%
20%
P15
P5
0%
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Nec impo gas
Fuente: Elaboración propia.
Los planes más cercanos al valor cero en el gráfico siguiente (menor
arrepentimiento) son el 15, 17 y 18, es decir los planes que tienen como meta el
aumento de la cobertura.
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Gráfico N° 1.4.10: Arrepentimientos: Cobertura GN
Porcentaje del
Arrepentimiento Máximo de
cada Plan
P1
P17
P16
P15
100%
P18
80%
60%
40%
20%
0%
P2
P3
P4
P5
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Cobertura GN
Fuente: Elaboración propia.
Como se observa a continuación, el comportamiento de los planes con respecto al
costo medio es similar al de los costos totales. Una diferencia que se observa entre
los costos totales y los costos medios es que en el caso de los costos totales es el
18 el de mayores costos sin embargo es el plan 17 el de mayores costos medios.
Estos dos planes son los de mayores costos totales y medios por los argumentos
presentados previamente. La alteración del orden de costo total y costo medio entre
los planes 17 y 18 sucede porque al ser el plan 17 un plan centralizado en la
infraestructura de transporte de gas natural, la producción de dicho energético es
menor, generando un aumento en los costos medios (efecto no posible de observar
considerando únicamente los costos totales).
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Gráfico N° 1.4.11: Arrepentimientos: Costo Medio
Porcentaje del arrepentimiento
máximo de cada plan
P1
P17
100%
P18
80%
P2
P3
60%
P16
P4
40%
20%
P15
P5
0%
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Costo medio
Fuente: Elaboración propia.
Por último, los planes de menores áreas inundadas son los que poseen mayor
utilización de gas natural en la estructura de generación eléctrica. Los planes de
mayor arrepentimiento en términos de áreas inundables son los que poseen mayor
uso de la hidroenergía en la generación eléctrica a excepción del plan 17 dado su
menor demanda por eficiencia.
Gráfico N° 1.4.12: Arrepentimientos: Áreas Inundada s
Porcentaje del
Arrepentimiento Máximo de
cada Plan
P1
P17
P16
P15
100%
P18
80%
60%
40%
20%
0%
P2
P3
P4
P5
P14
P6
P13
P7
P12
P8
P11
P9
P10
Áreas inundables
Fuente: Elaboración propia.
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1.4.2.3.
Análisis de Trade Off: Resultados
Como fue explicado previamente, el análisis de Trade Off realiza comparaciones,
plan contra plan, para determinar la existencia o no de dominancia entre ellos. Los
planes no dominados en un determinado futuro forman parte del conjunto de
elección. Los planes dentro del conjunto de elección para todos los futuros son los
considerados robustos.
Para determinar la dominancia entre planes se fijaron límites de tolerancia de modo
que dentro de estos límites, se considera que dos planes no son significativamente
distintos. Por ejemplo, un plan “es significativamente mejor” con respecto a otro en
determinado atributo cuando la diferencia en el valor del atributo supera los límites
de tolerancia establecidos. Los límites de tolerancia son una herramienta de gran
importancia dado que permiten realizar análisis de sensibilidad para poder
comprender de mejor manera la relación existente entre los planes y de esta
manera poder discernir cuál posee un mejor comportamiento en términos de todos
los atributos.
El análisis de Trade Off se aplicó a la matriz de resultados generada para el análisis
de minimización del arrepentimiento máximo, la cual se puede observar en el Anexo
A.1.5: Valorización de los atributos para los diferentes planes y futuros. En el
siguiente cuadro se resaltan (marcados con X) los planes que están dentro del
conjunto de elección para cada futuro.
Cuadro N° 1.4.6: Planes Dentro del Conjunto de Elec ción
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
Fra c
P1
0,0
P2
0,0
P3
P4
0,0
X
X
X
X
X
X
X
P5
0,0
P6
P7
100,0
0,0
X
X
X
X
X
X
X
100,0
P8
0,0
P9
0,0
P10
0,0
P11
0,0
P12
0,0
P13
0,0
P14
P15
0,0
X
X
X
X
X
X
X
P16
100,0
0,0
P17
X
X
X
X
X
X
X
100,0
P18
X
X
X
X
X
X
X
100,0
Fuente: Elaboración propia.
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Los planes dentro del conjunto de elección para todos los futuros son los planes 4,
7, 15, 17 y 18. Estos planes son los que a su vez poseen mejores resultados, como
ya fuera visto en el análisis de minimización del arrepentimiento máximo, lo que
demuestra la consistencia entre las dos metodologías de evaluación
implementadas. El plan 9 que resultaba ser un plan de buenos resultados,
principalmente por sus bajos costos, ahora es un plan dominado por los planes
robustos (a pesar de ser un plan de bajos costos, es un plan de pobre desempeño
en términos de RER y cobertura y consumo de gas natural).
Los planes que no entran dentro del conjunto de elección, son dominados por el
plan 4 (plan de mayor uso de hidroenergía y RER) en términos de RER y
diversificación (menor concentración) principalmente, por ejemplo comparando el
plan 4 con planes similares como pueden ser el 2 y el 3 que únicamente difieren en
términos de RER, se observa que estos son mejores al 4 en áreas inundables (para
el futuro 1 el plan 3 posee 71,699 ha inundables y el plan 4, 78,604 ha inundables),
sin embargo el plan 4 es mejor en diversificación, costos y es significativamente
mejor en términos de RER, duplicando el porcentaje con respecto al 3 y
cuadruplicándolo con respecto al 2. Los planes descartados también son dominados
por el plan 7 en términos de consumo de gas natural, RER y áreas inundables, por
ejemplo comparando el plan 7 con planes similares como pueden ser el 5 y el 6 que
únicamente difieren en términos de RER, se observa que estos son sólo un poco
mejores al 7 en costos (para el futuro 1 el plan 6 posee US$ 49,056 millones y el
plan 7 US$ 49,514 millones) y consumo de gas natural (para el futuro 1 el plan 6
posee 935,362 TJ y el séptimo plan 925,348 TJ) sin embargo el plan 7 es mejor en
diversificación (menor concentración), emisiones, áreas inundables y
significativamente mejor en términos de RER, duplicando el porcentaje con respecto
al 6 y cuadruplicándolo con respecto al 5. El plan 15 también domina a los otros
planes principalmente dado por la mayor cobertura residencial de gas natural. Los
planes 17 y 18 son planes robustos dado que poseen atributos significativamente
mejores que los demás sin embargo dominan a muy pocos planes. En el caso del
plan 17, se trata de un plan significativamente mejor en términos de emisiones y
cobertura, pero posee atributos en los que es significativamente peor (como costos
o consumo de gas natural cuando se lo compara con planes de mayor uso de gas
en la generación eléctrica). El plan 18 es un plan significativamente mejor en
cobertura, RER, consumo de gas natural y áreas inundables, sin embargo es
significativamente peor en costos y necesidades de importación de gas.
En relación a la comparación entre los planes robustos se puede decir: el plan 18 es
un plan con alta necesidad de importación de gas natural, y podría ser dominado por
17 y 15 que poseen misma cobertura, sin embargo no es así dado que el 18 posee
15 puntos porcentuales más de RER en su estructura de generación eléctrica. El
plan 18 tampoco es dominado por el 7 o el 4 (igual RER que 18) porque el 18 tiene
mayor cobertura de gas (y también mayor consumo de gas natural que el plan 4). El
plan 4 no es dominado por el 18 dado que es un plan muy bueno en diversificación,
en costos y en necesidades de importación de gas. El plan 7 no es dominado por
18, dado que es un plan de menor costo y menores necesidades de importación de
gas con respecto del 18. El plan 15 no es dominado por el plan 18 por sus menores
costos y necesidades de importación de gas, y tampoco es dominado por 17 por
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Pág. 197
tener costos más bajos y menos áreas inundables. Por último el plan 17 no es
dominado por el plan 15 ni 18 por sus menores emisiones (también porque el 17
presenta menores necesidades de importación de gas que el 18). En conclusión, se
trata de planes que poseen uno o más atributos significativamente mejores al plan
en comparación, lo que no permite que haya dominancia entre ellos.
1.4.2.4.
Lineamientos para la Elaboración de la NUMES
Del análisis de arrepentimiento y de Trade Off surge que varios planes resultaron
robustos, sin embargo estos poseen ciertas características contrapuestas como
puede ser su estructura de generación eléctrica, el desarrollo o no de la
petroquímica en el sur y de los petróleos crudos pesados. En definitiva se evidencia
que es posible construir un plan robusto de mejor desempeño en términos de una
mayor cantidad de atributos a partir de una combinación de las mejores opciones de
los diferentes planes robustos para proponer la NUMES OBJETIVO.
El análisis interdisciplinario de los resultados a la luz de los objetivos sectoriales y
asimismo la evaluación ambiental estratégica de los planes robustos, permitió
analizar cambios en las opciones de política energética que generasen un plan
robusto para elaborar la NUMES OBJETIVO.
Una vez diseñado el plan para la NUMES, se introdujo dicho plan al análisis
realizado con los modelos de MINMAX y de análisis de Trade Off (con lo cual los
escenarios analizados se incrementaron a 133 -19 planes en 7 futuros-), y se
corroboró que este nuevo plan se pueda caracterizar como robusto y que muestra
un mejor desempeño en varios atributos.
Asimismo se evaluaron los planes robustos de la primer fase y el plan 19, en los
siguientes dos aspectos. Por un lado se observó el comportamiento de estos planes
ante futuros de desastre, resultando ser el plan 19 uno de los que mejor se
comporta ante tales adversidades (no se encuentra dentro de los planes que
generan mayores necesidades de energías alternativas para cubrir la demanda
tanto en futuros secos como en futuros con contingencias en el ducto de gas
natural). Por otro lado se realizó la evaluación ambiental estratégica (mediante el
modelo EAE), arrojando también al plan 19 como el de mejor desempeño. Estos dos
análisis se pueden observar en las siguientes dos subsecciones.
El siguiente cuadro resume las características del plan diseñado para la NUMES
OBJETIVO:
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Cuadro N° 1.4.7: Lineamientos para la Nueva NUMES
Opción
Estructura de generaci ón elétrica
Característi cas
Hi droeléctrica 40%, Gas Natural 40%, RER 20%
Petroquímica
Base
Transporte de Gas
Exportaci ón
Base: Sur y Norte
Exportaci ones de gas base, Exportaciones de EE (Regional)
Petróleo
Desarrol lo de crudos pesados
Bi ocombustibl es
5% biodiesel, 10% etanol
Cobertura de Gas
Plan de máxima cobertura
Efici encia Energética
15%
Fuente: Elaboración propia.
En relación con la estructura de producción eléctrica se ha observado que el mayor
uso de hidroenergía posee mejores resultados en términos de diversificación,
emisiones y costos, mientras que el mayor uso de gas natural ayuda al desarrollo de
esta industria, y posee menores áreas inundables. También se ha observado que
implementación de metas RER en el largo plazo son deseables dado que se trata de
recursos limpios, renovables, y relativamente eficientes (una planta geotérmica
puede reemplazar la producción de las plantas eólicas con un mayor factor de
planta, lo que en el largo plazo permite el ahorro en inversiones en estas últimas
haciendo que los costos de las energías renovables no sean extremadamente
altos)38. En base a estas consideraciones, se propone una estructura objetivo de
40% Hidroenergía, 40% de Gas natural y 20% de RER. También cabe destacar que
una participación diversificada en la generación, como la propuesta, permite una
mayor confiabilidad ante posibles desastres (ver sección 1.4.3 Futuros de desastre
(planes robustos)), es decir, una gran participación del gas en la generación puede
generar desequilibrios de oferta y demanda considerables ante una ruptura del
gasoducto principal, similares efectos puede ocurrir en caso que la generación sea
realizada principalmente mediante hidroeléctricas y ocurra un año muy seco.
Con respecto a la petroquímica, se compararon el plan 1 y el plan 8, los cuales
únicamente difieren en el desarrollo de la petroquímica en el sur. El plan sin
petroquímica posee mejores desempeños en diversificación, costos y emisiones, sin
embargo el plan base, que promueve el desarrollo de la petroquímica, es deseable
en términos de desarrollo de la industria del gas natural (mayor consumo de gas
38
Sensibilidades sobre las metas RER se realizaron sobre los planes 2 a 4 y 5 a 7, los cuales son planes de
mismas características con variaciones en los porcentajes RER (5%, 10% y 20% al 2040). En base a estos
se observó que los planes de mayor participación de RER dominan a los de menor, siendo esto justificado
por un incremento poco significativo de los costos al aumentar dichas metas (dado por la eficiencia de la
geotermia y la inclusión de dichas opciones en años lejanos a los inicios de las proyecciones). Los resultados
de los planes ante estas variaciones de metas pueden observarse en la matriz de resultados. El porcentaje
considerado es hasta el 20% dado que es una meta plausible de alcanzar en base a los estudios analizados
sobre potencialidades de estos energéticos.
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Pág. 199
natural). Ninguno de estos planes es significativamente mejor que el otro en estos
atributos por lo que no hay dominancia en ninguno de los futuros, sin embargo
dados los recursos de gas natural que posee el Perú, y la importancia que tiene el
desarrollo de esta industria, se considera el desarrollo del polo petroquímico sur en
el plan NUMES.
Se analizaron tres variantes con respecto al desarrollo de los gasoductos: base (Sur
y Norte), centralizado (Sur chico –hasta Cusco, incluyendo alimentación a la central
de Quillabamba-, sin Norte), y alto (Sur dimensionado para exportación de LNG y
Norte). El centralizado implica un desarrollo de las generadoras térmicas
centralizadas en Lima, y un menor progreso de la industria del gas. El
dimensionamiento mayor de las instalaciones del gasoducto Sur fue un escenario
que incluyó altos niveles de exportación de LNG desde el sur de Perú. Se consideró
que el plan base es el que mejor se adecua a los objetivos buscados, dadas las
actuales proyecciones de recursos y disponibilidad de gas.
En términos de exportación, dentro del plan base se considera el contrato de
exportación vigente. También se consideran variantes en cuanto a la exportación de
gas natural al sur del país, y exportaciones de energía eléctrica. Se observó en los
resultados, que el aumento de los contratos de exportaciones de gas puede generar
necesidades de importación de gas en futuros de alta demanda o en futuros de
bajos recursos de este hidrocarburo lo cual es un resultado esperable. En el caso en
que se combinan altas exportaciones de gas con una alta participación del gas
natural en la generación eléctrica (plan 18), se producen desequilibrios importantes
de oferta y demanda de gas natural. Cabe destacar que las proyecciones de
exportación de gas desde el sur en los planes 10 y 18, son de gran magnitud, similar
a la de Perú LNG, y se inicia en periodos no muy lejanos a los primeros años de las
proyecciones, generando desequilibrio de oferta y demanda esperables dadas las
reservas probadas en esos periodos. En consideración a esto, se incluyen las
exportaciones de gas del plan base dentro del plan óptimo. En este sentido, se
sugiere la posibilidad de revisión condicional de esta opción en función de la
evolución de las reservas de gas natural en los próximos años. También se incluyen
las exportaciones de energía eléctrica, ya que mejoran la balanza comercial
energética, fomentan la integración regional y no comprometen el abastecimiento
interno39.
El desarrollo de los crudos pesados es costoso en términos de las inversiones que
requiere, sin embargo permite mejorar la balanza comercial y la autosuficiencia.
Además, el desarrollo de los crudos pesados implica mayor recaudación del
gobierno, generando mayores ingresos y permitiéndole utilizar los mismos para los
fines que considere más convenientes40. Considerando esto último, y las mejoras
39
Sensibilidades con respecto a las exportaciones de energía eléctrica pueden observarse al comprar los planes
2 y 11 los cuales únicamente difieren en dichas exportaciones. Al comparar estos dos, no se observan
diferencias significativas en ninguno de los atributos, sin embargo se incluyen dichas exportaciones en el
plan NUMES dado que hacen al objetivo de integración regional sin comprometer el abastecimiento interno.
40
Se estima que la recaudación del gobierno en términos de regalías e impuestos, correspondientes a
hidrocarburos líquidos, en los planes en los que no se desarrollan los crudos pesados es de US$ 6,023
millones, mientras que cuando se desarrollan los crudos pesados es de US$ 9,642 millones (valores para el
futuro de precios de WTI base).
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 200
mencionadas en términos de balanza comercial y autosuficiencia, se considera al
desarrollo de crudos pesados dentro del plan propuesto.
En relación con los biocombustibles, se ve que el desarrollo de otros recursos como
los renovables y la hidroenergía traen aparejados mejores y más significativos
resultados en términos de menor concentración o disminución de emisiones. A su
vez, se observa que el aumento de las metas de biocombustibles genera un impacto
negativo en la balanza comercial energética (más que duplican las importaciones de
biodiesel, y reducen a cero las exportaciones de bioetanol, hacia el final del
horizonte de planeamiento). En base a estos resultados se considera conveniente
mantener la meta de biodiesel al igual que en la actualidad. Con respecto al
bioetanol, dada la eficiencia productiva que posee el Perú, y el signo positivo que
posee su balanza comercial en la actualidad, se propone el aumento de las metas a
un nivel del 10%, un poco mayor al actual, pero sin llegar a metas altas como el
15%. Para llegar a esta conclusión se evaluaron escenarios de biodiesel y bioetanol
en los planes 17 y 18, que permitieron obtener conclusiones para definir el plan
NUMES. La evaluación del potencial y de los proyectos en curso permiten confirman
lo fundado de las metas planteadas.
En el año 2011 se consumieron 120,000 metros cúbicos de etanol, de los cuales la
mitad (55%) se produjo internamente y el restante (45%) fue importado. Este déficit
comercial se irá cubriendo con la puesta en marcha de los proyectos en
construcción. En cuanto al consumo de biodiesel B5, el consumo alcanzo 227,000
toneladas. En su mayor parte, éste fue importado desde Argentina y Estados
Unidos, no obstante también es de esperar que estos niveles de importación vayan
disminuyendo con la puesta en marcha de los proyectos vigentes.
En el caso del etanol en particular se dispone de información con relación de los
proyectos que se indican en el cuadro N° 1.4.8.
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Pág. 201
Cuadro N° 1.4.8: Emprendimientos de Cultivo de Caña de Azúcar para Etanol
Caña Brava (Agrícola del
Chira S.A)
Ubicación
Piura
Inauguración Septiembre 2009.
Inicialmente 250 mil litros de
etanol anhidro/día, (equivale a
90 millones de litros/año.
Capacidad de Extensión a fines de 2010 a
Producción 350 mil litros (equivale a 130
millones de litros/año), una vez
ampliada las hectáreas
implantadas.
Hectáreas
sembradas
Inversión
Exportación
Información
Adicional
Inicio: 5,900 ha. Ampliación a
6,500 ha a fines 2010.
Aproximadamente US$ 200
millones, incluyendo compra de
tierras, planta de
procesamiento, cogeneración,
sistema de riego por goteo y
facilidades para
almacenamiento en puerto
Primer envío - Diciembre 2009 a Holanda. También exporta a
Alemania, Colombia y Ecuador.
A enero 2011 exportaba el 90%
de la producción. Se espera
interrumpirlas para vender al
mercado interno y retomar una
vez que empiece a producir
Maple.
Comisa (Corporación
Maple
Miraflores S.A)
Piura
Piura
Fines 2012.
Primer semestre 2011.
Capacidad inicial de
400 mil litros/día (146
millones de litros/año) y 132 millones de litros/año
cuando se expanda se (360 mil litros/día)
espera alcanzar los 800
mil.
Tres etapas de siembra:
dos de 7,500 ha c/u; y
una tercera, de 7,000
ha. Se espera que las
plantaciones se
incrementen en 400 ha
por mes, cuando se
comience el proyecto
10,700 ha propias y 7,800
ha se implantarán en una
primera etapa,
extendiendo a 10,000 ha
para el tercer trimestre de
2011.
Inversión de US$ 200
millones (lo mismo que
Caña Brava pero sin
contar tierras que
serían aportadas por
una cooperativa).
Aproximadamente US$
245.5 millones (incluye lo
mismo que Caña Brava)
Hay idea de exportar
70% a Brasil. La
empresa ve que el
mercado interno va a
estar bien ofertado
cuando comiencen a
producir.
Préstamo de la CAF y
BNDES, quienes serán
accionistas del proyecto
Cuenta con Planta de
con 70% de
cogeneración mediante bagazo participación, el
de la caña.
restante 30% para la
Cooperativa que aporta
las tierras y otros
privados.
Préstamo de CAF de US$
65 millones. Cuenta con
una Planta de
cogeneración a bagazo de
37 MW que venderá 17
MW al SEIN.
Fuente: Elaboración propia.
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Pág. 202
Para fines de determinar el 10% de etanol en la mezcla se ha considerado la
potencialidad de la producción de etanol a partir de las plantas alcoholeras ubicadas
en el Norte del País, en particular. Al respecto, tomando en cuenta la productividad
de dichos campos (140 ton caña de azúcar/ha año), el rendimientos del 6 % en peso
para la conversión de caña de azúcar en alcohol anhidro, el total de hectáreas (23
Mil) ya sembradas y cerca del 70% en fase de producción (Maple, Caña Brava y
posiblemente otras) se podría obtener que un volumen factible de extraer de alcohol
que sobrepasaría el 7.8% de la demanda de gasolinas a nivel nacional. Ahora bien,
al realizar el análisis de sensibilidad sobre los atributos, se ha observado que el
impacto de un mayor porcentaje de Biocombustibles en la mezcla no tiene mayor
impacto que otro tipo de energía renovables, por lo que el 10% fijado se establece
en función de la potencialidad de materia prima nacional y no sobre mejoras
sustanciales en los resultados de los atributos.
Otro lineamiento que puede recomendarse es el de ampliar la cobertura de gas
natural, ya que permite mejorar el desempeño en materia social a un costo
relativamente bajo. En este sentido, tres de los planes dentro del conjunto de
elección, los planes 15, 17 y 18, consideran un aumento de la cobertura. A su vez
hay que mencionar que un aumento del 36% en la cobertura de gas de los hogares
genera incrementos del orden del 25% en los costos (de US$ 423 millones a US$
528 millones), pero los mismos son de poco peso en relación a los costos totales de
los planes considerados.
Por último, en materia de eficiencia energética, las medidas que la promuevan
deben formar parte de cualquier plan para el desarrollo de la NUMES. La ganancia
de eficiencia permite disminuir la demanda de energéticos, y con esto mejorar la
balanza comercial, la autosuficiencia, disminuir las emisiones. Asimismo, la
valoración de los ahorros de energía comparada con los costos incrementales que
los planes de eficiencia generarían permite concluir que los mismos generarían
beneficios netos positivos, inclusive con metas del 15%.
Se calcularon los atributos del nuevo plan (plan 19) para todos los futuros. Los
mismos se presentan a continuación.
Cuadro N° 1.4.9: Valoración Atributos Plan 19
Futuro
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
Pl a n
P19
P19
P19
P19
P19
P19
P19
Concentra c
i ón
(HHI)
RER
(%)
Autos ufi
ciencia
(%)
Ba la nza
comerci a l
(TJ)
Cons umo
GN (TJ)
Cos tos
(MMUS$)
3,357
3,274
3,374
3,242
3,321
3,375
2,890
18.63
18.55
18.60
18.62
18.63
18.63
18.63
85.57
82.72
87.76
85.07
85.38
86.03
63.71
-147,464
-281,234
-4,062
-157,321
-147,464
-119,339
-848,599
820,751
946,695
662,222
779,467
802,061
800,280
800,280
66,169
73,416
59,665
66,496
66,124
66,351
65,804
Emis i ones Nec i mpo Cobertura
(106kg CO2
ga s
GN
e quiva l ente )
(TJ)
(%)
106,497
124,211
86,606
104,451
105,449
105,570
103,929
0
2,747
0
0
0
0
486,029
18.76
18.76
18.76
18.76
18.76
18.76
18.76
Cos to
me dio
(US$/TJ)
Área s
i nunda bles
(HA)
3,489
3,736
3,296
3,526
3,504
3,484
3,601
5,556
64,844
5,239
5,556
5,556
5,556
5,556
Fuente: Elaboración propia.
Comparando estos valores con la matriz de resultados se observa que el plan
propuesto es uno de concentración media, es decir no alcanza a tener el grado de
diversificación que poseen los planes de mayor uso de hidroenergía, sin embargo
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Pág. 203
supera a los planes de mayor uso de gas en la generación eléctrica. En términos de
RER, posee las participaciones de estas energías en el valor máximo (los mismos
que los planes 4, 7 y un poco más que el 18). También posee los mejores
resultados en términos de balanza comercial (únicamente lo supera el plan 18 en los
futuros 2 y 6). Es un plan de bajas emisiones dado por un uso de hidroenergía en la
generación eléctrica mayor a los planes de predominancia de uso de gas, y por la
mayor eficiencia, obteniendo emisiones menores al resto de los planes a excepción
del 9, 14 y 17. Una desventaja es que este plan presenta los mayores costos, sin
embargo es importante destacar en este punto, y como fuera mencionado
previamente, que la metodología de comparación de planes no realiza una
comparación monetaria de costos y beneficios. En este sentido, se considera que al
computar los beneficios que genera este plan, tanto en términos de ingresos del
gobierno en materia de regalías como los ingresos de divisas y los ahorros por
eficiencia energética, el plan no puede rechazarse por su desempeño en este
atributo.
En el atributo de autosuficiencia el plan propuesto se presenta como el mejor en
todos los futuros, aunque debe complementarse el análisis de este atributo con el de
consumo de gas y necesidades de importación de este recurso. El plan en
consideración tiene la virtud de promover el desarrollo de la industria de gas,
exhibiendo grandes volúmenes de consumo nacional, siendo superado únicamente
por los planes de mayor uso de gas en la estructura productiva de la electricidad.
Como en todos los demás planes, el plan 19 requeriría importación para abastecer
la demanda interna y las exportaciones proyectadas sólo si se produjera una
situación de oferta como la prevista en el futuro de bajos recursos. Este plan
también presenta una necesidad de importación en el futuro de alta demanda, sin
embargo su valor es pequeño y sólo se produce en el último año proyectado.
En términos de cobertura es el mejor junto con los planes 15, 17 y 18. Por último, en
áreas inundables es el mejor con el plan 18 a excepción de ciertos futuros donde
este último lo supera (debido a que para abastecer la demanda debe incluirse la
central de Inambarí), sin embargo el plan 19 sigue siendo uno con las menores
superficies inundables.
En el siguiente cuadro se presenta el resumen de la matriz de resultados,
equivalente al mostrado en el Cuadro N° 1.4.10, una vez computado el nuevo plan.
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Pág. 204
Cuadro N° 1.4.10: Resumen Matriz de Resultados Inclu yendo el Plan
NUMES (19): Cantidad de Futuros en los que cada Plan es el Mejor según
Atributo
Planes
P1
P2
P3
P4
P5
P6
P7
P8
P9
P10
P11
P12
P13
P14
P15
P16
P17
P18
P19
Concentarci
ón
0
0
0
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
RER
0
0
0
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
Autosuficie
ncia
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
6
Balanza
comercial
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
2
4
Consumo
GN
0
0
0
0
5
5
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Costos
Emisiones
0
0
0
0
0
0
0
0
6
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
0
0
Nec impo
gas
6
6
6
6
6
6
5
6
6
4
6
6
6
6
6
0
7
0
5
Cobertura
GN
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
0
7
7
7
Costo
medio
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6
0
0
0
0
0
1
0
0
0
Áreas
inundables
0
0
0
0
0
0
7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7
5
Suma
atributos
6
6
6
18
11
11
14
6
12
10
6
6
6
6
13
3
23
16
28
Fuente: Elaboración propia.
Como puede observarse, el plan 19 es el que presenta la mayor cantidad de futuros
y atributos en los cuales es el de mejor desempeño (28). En el Anexo A.1.6:
Valorización de los atributos y cuadros resumen del análisis MINMAX y Trade Off,
se adjuntan los resultados del análisis de minimización del arrepentimiento máximo
incorporando el plan NUMES.
Los resultados del análisis de Trade Off, para los mismos parámetros de tolerancia
empleados en la primera fase analítica confirman que el plan 19 es un plan robusto,
tal como se exhibe en el Cuadro N° 1.4.11.
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Cuadro N° 1.4.11: Planes Dentro del Conjunto de Ele cción Considerando el
Plan NUMES
F1
F2
F3
F4
F5
F6
F7
Fra c
P1
0.0
P2
0.0
P3
P4
0.0
X
X
X
X
X
X
X
100.0
P5
0.0
P6
0.0
P7
X
X
X
X
X
X
X
100.0
P8
0.0
P9
0.0
P10
0.0
P11
0.0
P12
0.0
P13
0.0
P14
P15
0.0
X
X
X
X
X
X
X
100.0
X
42.9
X
100.0
P16
P17
0.0
X
X
P18
P19
X
X
X
X
X
X
X
X
28.6
Fuente: Elaboración propia.
Se observa que el plan 19 es un plan robusto. A su vez se ve que los planes 17 y 18
(planes dentro del conjunto de elección para todos los futuros en el análisis
realizado sin considerar el plan 19) ahora son dominados en varios de los futuros
por el plan 19. Los planes 17 y 18 son similares al 19 en costos, lo que hace que
este atributo no sea muy disímil entre ellos, sin embargo el plan 19 es
significativamente mejor que el plan 17 en términos de áreas inundables, RER, y
consumo de gas natural y significativamente mejor que el plan 18 en términos de
autosuficiencia y necesidades de importación de gas. Los planes 4, 7 y 15 siguen
siendo robustos principalmente por poseer menores costos que el nuevo plan.
Es relevante mencionar que si se amplía el límite de tolerancia empleado para
determinar cuando dos planes son significativamente diferentes, se obtiene como
resultado que el único plan en el conjunto de elección en todos los futuros, y por
ende único plan robusto, es el plan 19.
En conclusión, se elaboró el plan 19 como una combinación de las mejores
opciones de los planes que habían resultado robustos en la primera fase de análisis.
Este plan es un plan cuya estructura de generación eléctrica está caracterizado por
un 40% de hidroenergía, un 40% de gas natural, y un 20% de RER, un desarrollo de
polos petroquímicos igual que el plan base, gasoductos norte y sur (igual al plan
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Pág. 206
base), con exportaciones de energía eléctrica, y exportaciones de gas proyectadas
para el proyecto Perú LNG, el desarrollo de crudos pesados, sostenimiento de las
metas actuales de biodiesel, y aumento de las de bioetanol al 10%, mayor cobertura
residencial de gas natural, y una eficiencia energética del 15%. Este plan resulta ser
de buenos resultados (o el mejor) en la mayoría de los atributos evaluados, y resulta
ser un plan robusto en todos los futuros considerados. También se ha validado la
confiabilidad del Plan 19 respecto del nivel de seguridad energética y garantía de
suministro de la demanda de energía. Se evaluaron situaciones extremas que
pondrían en riesgo la continuidad y confiabilidad del suministro eléctrico. Se
identificaron dos posibles condiciones extremas: 1) un período de seca que impacta
en la capacidad de generación hidroeléctrica y 2) el daño sobre la infraestructura de
gas que impacta en el abastecimiento de las generadoras térmicas. En el caso del
evento 1) se constató que será posible enfrentar el déficit de oferta hidroeléctrica
con generación a gas o Diesel. En el caso del evento 2), el plan de contingencia
supondrá establecer reglas para una solución temporal del abastecimiento de la
generación térmica con otras opciones, las cuales pueden ser, desde tener plantas
duales, hasta prever en el Plan disponer de una reserva de suministro con una
planta de regasificación. Por último, también se realizó un análisis socioambiental
con una mayor cantidad de atributos socioambientales a los considerados en el
análisis MINMAX y Trade Off con el objeto de enfatizar la evaluación en estos
aspectos particulares, resultando el plan 19 el de mejor comportamiento.
1.4.3.
Futuros de Desastre (Planes Robustos)
Como una forma de validar la robustez de la NUMES OBJETIVO y evaluar el nivel
de seguridad energética, así como la garantía de suministro con los recursos
planificados para el mediano y largo plazos, se han considerado situaciones
extremas que pondrían en riesgo la continuidad y confiabilidad del suministro.
Si bien estas condiciones extremas pueden ser de baja probabilidad, en cuanto a su
simultaneidad, sin embargo el impacto de su ocurrencia en el sistema puede
debilitar el normal desarrollo de las actividades económica del país.
En ese sentido, el análisis de desastre toma al año 2030 como año de referencia
para comprobación, para lo cual se asumen las siguientes situaciones de
contingencia:
• “Año de Hidrología Seca”: donde la hidrología corresponde a una
reducción en los caudales de las cuencas y en los volúmenes de agua
que se pueden almacenar en las presas de regulación de las
hidroeléctricas.
• “Daños Mayores en el Ducto de Gas Natural”: que comprometen la
seguridad de abastecimiento de este energético a las plantas
termoeléctricas.
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Pág. 207
• “Variabilidad en Generación RER (Solar y Eólica)”: que reducen a
50% su aporte en el despacho de generación. Si bien esta variabilidad
tiene un efecto de corto plazo, en la evaluación de contingencia se
consideró que esta reducción se daría durante 6 meses.
Para asignar una magnitud a la severidad de estas condiciones se han revisado las
estadísticas anuales de la producción de energía hidroeléctrica. En el Gráfico N°
1.4.13 se presenta la variación de la disponibilidad hídrica para el período 19802006.
Gráfico N° 1.4.13: Variación Porcentual Anual de Ge neración Hidroeléctrica
en el SEIN
25%
20%
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15%
-20%
1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005
Fuente: COES, Elaboración propia.
En dicho gráfico se observa que la mayor reducción en la generación
hidroeléctrica ha sido de 15% en el año 1992; considerando esta información
para los efectos de la evaluación de severidad de período seco se considera una
reducción de participación de este recurso en 20%.
Por el lado, para la evaluación de severidad ante restricciones de suministro en
el ducto de gas natural, se ha tomado información de algunos incidentes
relevantes ocurridos en el ducto de gas natural desde su puesta en operación,
como se muestra en el Cuadro N° 1.4.12, donde se señal an los tipos de
incidentes y la ocurrencia de interrupciones.
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Pág. 208
Cuadro N° 1.4.12: Incidentes en el Ducto de Camisea
Fuente: INDECI - Plan Nacional de Prevención y Preparación para la Respuesta
ante Riesgos por Materiales y Residuos Peligrosos Guía Técnica – 2010.
En el cuadro mostrado anteriormente se observa que la interrupción más severa en
el ducto de gas natural ha ocurrido en el año 2004, cuando la interrupción del
suministro fue por el lapso de una semana. Por lo tanto a efectos de la evaluación
de severidad de suministro se toma en cuenta el criterio de estimar el requerimiento
mensual y/o diario de combustibles suplementarios, asumiendo que las plantas de
gas natural tendrían una condición de operación dual.
Como medidas preventivas de mitigación ante las contingencias estimadas como
severos impactos sobre la operatividad de la infraestructura energética se
consideran las siguientes:
• Margen de Reserva: Ante la eventualidad de período extremadamente
seco, el primer factor de mitigación de riesgo estaría dado por el
margen de reserva de generación que debería estar distribuido
geográficamente en las tres áreas energéticas evaluadas en el
estudio.
Aprovechando dicha reserva normal, prevista para contingencias, y
con la capacidad adicional señalada en el Cuadro No 1.4.12, y con el
uso de la cantidad de combustibles alternativos señalada, se evitaría
un desabastecimiento de la demanda que ocurriría ante los supuestos
de desastres planteados.
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Pág. 209
• Dualidad en la Centrales Térmicas: Este segundo factor de
mitigación consistiría en la disponibilidad de las centrales térmicas bajo
la condición de operación en dualidad, es decir que puedan operar
tanto con gas natural, como con petróleo Diesel.
Para efectos del Cuadro No 1.4.13, se asumió una interrupción total del gasoducto
de Camisea a Lima para un período de seis meses. En este cuadro, también se
presenta el resumen de las variaciones esperadas de la producción de energía
eléctrica para la condición de hidrología seca, contingencias en el ducto de GN, y
contingencias en variabilidad de la generación RER41.
Cuadro N° 1.4.13: Energía No Generada y Capacidad d e Sustitución – Año
de Condición Severa
Futuro F-1
Futuro F-2
Futuro F-3
Demanda
Capacidad Volumen de Demanda No
Capacidad
Volumen de
Capacidad
Demanda No
No
Volumen de
Adicional por Combustible Atendida
Adicional por Combustible
Adicional por
Plan
Atendida
Atendida
Combustible
Contingencia- Alternativo Semestral - Contingencia- Alternativo
ContingenciaSemestral - GWh
Semestral Alternativo 1/
MW
MW
1/
GWh
MW
1/
GWh
Contingencia: "Año de Hidrología Seca" - Generación Adicional en Plantas Térmicas con GN
P-4
7,655
2,131
94,042
10,839
3,018
133,163
5,821
1,621
71,517
P-7
4,658
1,297
57,230
5,896
1,642
72,438
3,662
1,020
44,991
P-15
9,037
2,516
111,015
11,628
3,237
142,846
6,318
1,759
77,612
P-17
8,557
2,383
105,123
11,866
3,304
145,775
5,268
1,467
64,715
P-18
5,844
1,627
71,799
7,042
1,961
86,513
4,881
1,359
59,958
P-19
5,897
1,642
72,445
7,702
2,144
94,618
3,936
1,096
48,352
Contingencia “Daños mayores en el ducto de gas natural” - Operación con Plantas Duales a Diesel 2
P-4
5,170
1,440
369.
9,073
2,526
648.
5,545
1,544
396.
P-7
26,359
7,339
1883.
31,375
8,736
2241.
16,429
4,574
1174.
P-15
5,817
1,620
415.
9,843
2,740
703.
5,780
1,609
413.
P-17
10,518
2,928
751.
11,442
3,186
817.
5,343
1,488
382.
P-18
25,502
7,100
1822.
30,356
8,452
2168.
15,896
4,426
1135.
P-19
15,665
4,362
1119.
22,357
6,225
1,597
15,067
4,195
1,076
Contingencia: “Variabilidad en generación RER (Solar y Eólica)” - Generación Adicional en Plantas Térmicas con GN
P-4
1,155
659
14,189
2,551
1,456
31,340
1,089
622
13,382
P-7
1,155
659
14,189
2,551
1,456
31,340
1,089
622
13,382
P-15
564
322
6,925
597
340
7,328
498
284
6,118
P-17
531
303
6,521
659
376
8,095
439
250
5,391
P-18
1,117
638
13,728
2,468
1,409
30,322
1,054
602
12,947
P-19
1,117
637
13,719
1,117
637
13,718
1,117
637
13,718
Nota: 1/ Volumen de Combustible Alternativo
Contingencia: "Año de Hidrología Seca" - MMPC de GN en semestre. Se ha asumido que el factor de planta para las centrales a gas en el SEIN
es de 0.83.
Contingencia “Daños mayores en el ducto de gas natural” - Millones de gal D2
Contingencia: “Variabilidad en generación RER (Solar y Eólica)” - - MMPC de GN. Se ha asumido que el factor de planta para las centrales RER
es de 0.4.
Fuente: Elaboración propia.
La primera columna por cada futuro indica la demanda que no sería abastecida en
caso de desastre y que corresponde al total del período de desastre, supuesto en
seis meses, y corresponden a las contingencias de hidrología seca, interrupciones
en el gaseodocto y variabilidad de RER.
41
Se analizaron estas variables y no todos los atributos comprendidos en el análisis Trade Off dado que la
evaluación de estos últimos en un año de desastre no son representativos de una trayectoria de 30 años (por
ejemplo, el sustituir hidroenergía por gas natural en un año seco implicaría una menor diversificación, pero
esto no representa a las opciones o metas a cumplir en el largo plazo por un determinado plan).
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 210
La segunda columna indica la capacidad adicional de centrales de gas o diesel, en
MW, requerida ante el supuesto de desastre hidrológico y de RER, cuyos costos
unitarios de inversión han sido indicados en numeral anteriores. Para el supuesto de
desastre del gasoducto, no se requerirá centrales adicionales, sino solo una
determinada capacidad de generación de centrales eléctricas duales.
La tercera columna indica el combustible alternativo requerido.
Para poner en contexto los datos del Cuadro No 1.4.12, indicamos que para el año
2030, en el futuro 1 con plan 1 (futuro y Plan Base) la proyección de demanda anual
de energía eléctrica es de 102,609 GWh, la capacidad total proyectada de centrales
a gas es de 4,996 MW y el consumo total anual de gas en todos los sectores es de
1,793.4 MMPCD y el consumo total de Diesel en todos los sectores es de 53.0
Millones de barriles.
Dado que las condiciones de máxima exigencia para cada plan lo representa el
Futuro F-2, de mayor demanda, los aspectos relevantes de esta condición de
análisis serían los siguientes:
• Para la contingencia “Año de Hidrología Seca”, en el futuro de mayor
demanda F-2, se ha obtenido que el mayor valor de energía no generada en
un semestre sería para los planes P-15 y P-17 que tienen una componente
hidroeléctrica alta, llegando a un requerimiento de capacidad en plantas a
gas de 3,237 y 3,304 MW, respectivamente, cuya operación por sustitución
del déficit hídrico implicaría una demanda adicional de gas natural en el ducto
en el orden de 794 y 810 MMPCD, respectivamente.
En el caso del plan NUMES P-19, dicho requerimiento de capacidad sería
inferior, alcanzando los 2,144 MW en las plantas de gas natural con un
requerimiento adicional de gas de 526 MMPCD. El requerimiento adicional de
capacidad representa hacer uso del 8,5% de la capacidad instalada del
sistema, valor que se encuentra por debajo del margen de reserva de
capacidad previsto; respecto a la capacidad de plantas en gas natural
representaría el 22,4% de capacidad instalada. Para cada uno de los futuros
que forman parte de esta evaluación se han realizado simulaciones de
despacho, obteniéndose la estructura de producción con centrales
hidroeléctrica, térmica a gas y renovables que se presentan en el Gráfico N°
1.4.14.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 211
Gráfico N° 1.4.14: Simulaciones de Generación de En ergía Plan P-19.
Año Normal vs Año de Contingencia
Generación de Energía – Año
Promedio
Generación de Energía – Año de
Contigencia
Estructura de Generacion Proyectada - SEIN
90%
90%
80%
80%
70%
70%
60%
60%
80%
70%
70%
60%
60%
RER
Hidro
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2036
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
Termica
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2014
2040
2038
2036
2034
0%
2032
10%
0%
2030
20%
10%
2028
30%
20%
2026
40%
30%
2024
RER
50%
40%
2012
50%
2022
2040
90%
80%
(%)
90%
2020
Termica
Estructura de Generacion Proyectada - SEIN
100%
2018
2016
Hidro
100%
2016
2038
RER
2014
2012
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
0%
2020
10%
0%
2018
20%
10%
2016
30%
20%
2014
40%
30%
2014
RER
50%
40%
2012
(%)
2040
60%
50%
Termica
2040
70%
60%
Hidro
2038
80%
70%
Estructura de Generacion Proyectada - SEIN
F3
2038
90%
80%
(%)
90%
2012
(%)
100%
Termica
Termica
Estructura de Generacion Proyectada - SEIN
100%
Hidro
2022
Hidro
RER
Estructura de Generacion Proyectada - SEIN
F2
2020
2012
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
Termica
2016
Hidro
2024
2022
0%
2020
10%
0%
2018
20%
10%
2016
30%
20%
2014
40%
30%
2018
50%
40%
2016
50%
2014
(%)
100%
2012
F1
F4
F5
(%)
Estructura de Generacion Proyectada - SEIN
100%
RER
Fuente: Elaboración propia.
• Para la contingencia “Daños Mayores en el Ducto de Gas Natural”, en el
futuro de mayor demanda F-2, se ha obtenido que el mayor valor de energía
no generada en un semestre correspondería a los planes P-7 y P-18 que
tienen una componente térmica alta, llegando a una pérdida de capacidad en
plantas a gas de 8,736 y 8,452 MW, cuya operación por sustitución de
combustible implicaría un requerimiento mensual de Diesel 5 en el orden de
357 y 345 millones de gal/mes, respectivamente.
En el caso del plan NUMES P-19 dicho requerimiento de capacidad sería
inferior, alcanzando los 6,225 MW con un requerimiento de Diesel 5 en el
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 212
orden de 254 millones de gal/mes. Dado que no hay requerimiento adicional
de capacidad, dicha capacidad representaría hacer uso del 65% de la
capacidad instalada en plantas a gas natural, porcentaje que sería necesario
que cuente con la característica de dualidad.
Al año 2030 el consumo total de Diesel 5, de acuerdo al Plan NUMES P-19,
está estimado en 145 MBPD. Ahora bien, si se mantiene la práctica actual,
de conservar 15% de stock operativo, las plantas de almacenamiento
mayorista del país tendrían una disponibilidad del Diesel 5 de 2,300 miles de
barriles aproximadamente. Esto considerando que los stocks en estas plantas
al año 2030 han tenido inversiones para seguir el aumento de la demanda de
este producto.
En caso de catástrofe será necesario el funcionamiento de las plantas de
generación térmica duales con Diesel 5 y de acuerdo al Plan NUMES P-19 se
requerirá un volumen de 201,587 barriles por día, con lo cual solo podría
cubrirse el suministro de Diesel 5 por 11 días con el stock operativo en los
terminales mayoristas, suponiendo que para los otros consumidores existen
aún stocks de transición en sus propias instalaciones o en los stocks de los
revendedores minoristas. Evidentemente tal cual se obliga para las unidades
de reserva fría, en actual construcción, debería reglamentarse la obligación
de los operadores de las nuevas plantas térmicas duales a asegurar un
suministro de diesel con algún mayorista cercano a sus instalaciones, a fin de
contar con mayores días de stock.
• Para la contingencia “Variabilidad en Generación RER (Solar y Eólica)”,
en el futuro de mayor demanda F-2, se ha obtenido que el mayor valor de
energía no generada en un semestre sería para los planes P-4, P-7 y P-18,
llegando a un requerimiento de capacidad en plantas a gas de más de 1,400
MW, cuya operación por sustitución de este déficit implicaría una demanda
adicional de gas natural en el ducto en el orden de 174 MMPCD.
En el caso del plan NUMES P-19 dicho requerimiento de capacidad sería
inferior, alcanzando los 637 MW con demanda adicional de gas de 76
MMPCD. El requerimiento adicional de capacidad representa hacer uso del
2,5% de la capacidad instalada del sistema, valor que se encuentra por
debajo del margen de reserva de capacidad previsto; respecto a la capacidad
de plantas en gas natural representaría el 6,7% de capacidad instalada.
• A manera de sensibilidad para la contingencia de “Año de Hidrología seca”,
con una reducción de producción hidroeléctrica de 40% en el futuro de mayor
demanda F-2, en el caso del Plan P-19 NUMES se requeriría una capacidad
del orden de 4,500 MW, equivalente a casi la mitad de la capacidad térmica.
Con una reducción de tal magnitud, en los planes con mayor uso de
hidroenergía (el 4, el 15 y el 17) el riesgo de racionamiento en el suministro
eléctrico sería elevado.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 213
Del análisis realizado se obtienen las siguientes conclusiones:
• En base a las estadísticas de generación hidroeléctrica se ha estimado una
severidad por sequía que reduciría en 20% la generación en este tipo de
centrales, que debería ser cubierta con producción de plantas a gas natural,
no sólo en términos de energía, sino también en términos de capacidad.
• En términos de producción de energía, ante un incremento inesperado de
generación con gas natural, el Plan P-19 podría contar con la capacidad
correspondiente del parque de generación a gas; debiendo el ducto disponer
de una capacidad libre para transportar 526 MMPCD.
• En términos de capacidad, la eventualidad del riesgo de hidrología seca, se
requeriría una potencia disponible del orden de 2,144 MW, nivel de capacidad
que podría ser factible de alcanzar en la medida que la capacidad instalada
en plantas a gas natural para dicho año se estima en 9,574 MW, es decir el
22,4% de dicha capacidad, casi del orden de la reserva de generación del
sistema.
• La estadística muestra que la restricción más severa acontecida en el ducto
de gas natural representó una interrupción de su operación por el lapso de
una semana, periodo que el sistema lo podría superar en la medida que se
cuente con capacidad de operación dual en el parque térmico de generación.
• Para el P-19 en caso de restricción severa de las plantas a gas natural, la
capacidad requerida como condición de operación dual es del orden del 65%
de la capacidad instalada en el parque de plantas térmicas a gas natural.
• Si bien es cierto, parte del parque térmico podrían ser unidades con
capacidad dual para sus operaciones, sin embargo el “cuello de botella”
estaría por el lado del suministro de combustible líquido, lo cual sería la
principal barrera a superar dado la logística necesaria para ello.
• En el caso de indisponibilidad de ducto de gas natural, el requerimiento de
combustible líquido en el P-19 para un período mensual se estima en 240
millones de galones.
• Para efectos de decidir una medida para mitigar este tipo de riesgo de
desabastecimiento por situaciones de restricciones severas, ya sea por el
lado hidroeléctrico como por el lado de déficit de gas natural, una alternativa
podría ser contar con un suministro alternativo de gas natural, lo cual podría
ser mediante grandes volúmenes de almacenamiento o con plantas
especiales para procesar líquidos de gas y posterior enlace y suministro al
ducto próximos a las centrales.
• Al margen de las condiciones de robustez del Plan P-19, para situaciones no
previstas (desastres), independiente del factor que lo genere, debe existir un
Plan de Racionamiento, conforme lo señala el marco regulatorio actual,
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 214
donde se consignen los criterios y el orden de prioridades para atender el
suministro eléctrico en el sistema interconectado.
• En general, considerando que el P-19 tiene dentro de sus supuestos las
interconexiones internacionales y la exportación de energía, estos riesgos
podrían ser mitigados mediante los intercambios con otros sistemas
eléctricos o también con la complementariedad hidrológica.
Completando los otros futuros evaluados, en el Cuadro N° 1.4.14 se muestra un
balance de las variaciones de recursos requeridos en cada uno de ellos para el plan
19.
Cuadro N° 1.4.14: Variación de Reservas
F1
Estructura de Generación
Inicial (2030)
Estructura de Generación
año seco (2030)
Reserva inicial
Reserva disponible en año
seco
F2
F3
F4
F5
56%+38%+5% 56%+43%+16% 51%+29%+8% 56%+38%+5% 56%+39%+5%
34%+61%+5% 33%+74%+16% 31%+41%+8% 33%+62%+5% 34%+60%+5%
27%
42%
25%
28%
33%
2%
14%
2%
2%
4%
Fuente: Elaboración propia.
Como corolario del análisis se observa que en el caso de un eventual año seco,
dado el supuesto de la presencia de un margen de reserva del orden del 30% en las
centrales térmicas, es posible sustituir la producción de las hidroeléctricas, sin
generar restricciones en el suministro de energía eléctrica, bajo ciertos rangos de
estructura de generación. Márgenes de reserva menores podrían implicar energía
no suministrada en planes de mayor uso de la hidroenergía (planes 4, 15 y 17).
También se observa que ante una contingencia en el ducto de gas natural, los
planes pueden sustituir dicho energético por combustible y producir la energía
eléctrica a partir de este último, siendo los planes con un uso más intensivo de gas
(7 y 18) los que mayor riesgo de racionamiento generan. Marcadas estas dos
observaciones, cabe destacar que el plan 19 al ser un plan diversificado en las
fuentes de energía utilizadas para la generación eléctrica, no se encuentra entre los
de mayor riesgo de racionamiento42 en ninguna de las contingencias analizadas.
1.4.4.
Modelo EAE (Planes Robustos)
La evaluación socioambiental mediante el Modelo EAE se realizó sobre los planes
robustos que resultaron en la primera fase del análisis de Trade Off, y sobre el plan
NUMES. Los principales resultados se presentan a continuación43:
42
Nunca es de los que requieren mayor cantidad de energéticos alternativos para la sustituir la generación
reducida por el desastre.
43
Un mayor detalle sobre la aplicación de esta metodología es presentada en el Componente 2 de este informe.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 215
• De los Planes analizados se destaca que los Planes Base, 4, 15 y 17
presentan la menor incidencia en emisiones de CO2 equivalente (CO2, CH4 y
N2O), seguido del Plan 19. La diferencia existente entre el Plan 19 y 18 radica
en cambios de la matriz que permitieron optimizar la disminución en
emisiones de GEI del Plan 19.
• La disminución de contaminantes por aumento de porcentaje de los
biocombustibles permitió puntuar a los Planes 18, 17 y 19 como los mejores
posicionados. Cabe aclarar que actualmente el Biodiesel se usa en una
proporción del 5 % en el Diesel B5 y el etanol carburante en la mayor parte
del país, mezclado con la gasolina (para obtener el Gasohol) en una
proporción de 7.8%. Aumentar las proporciones de estos tipos de
combustibles acompañarían a una disminución de los contaminantes, sin
embargo sólo la producción de etanol proveniente de las plantaciones de
caña de azúcar sería viable, puesto que para el caso del biodiesel debería
existir una importación del mismo. Esto se ve reflejado en el plan 19, el cual
presenta un comportamiento intermedio.
• Los planes 17, 4, Base y 15 son los que mejor se adecuan a los planes
estratégicos del Perú (CEPLAN) en relación a las energías limpias, por sus
mayores porcentajes de RER no convencional sumado a la energía
hidroeléctrica, que juntas conforman este indicador. Es importante recalcar
que el porcentaje de energía hidroeléctrica es considerablemente mayor
respecto a las RER no convencionales en estos planes, por ello estos planes
poseen mejores desempeños respecto a los demás. Sin embargo
considerando solamente RER sin hidroeléctricas, los planes 19 y 18 se
ubican en las primeras posiciones.
• Las hidroeléctricas son las principales responsables de la afectación de
ambientes silvestres en términos de hectáreas inundadas. Los principales
proyectos son Inambari (45,000 hectáreas), Tambo 40 (22,000 hectáreas) y
Paquitzapango (aproximadamente 10,000 hectáreas). A estos proyectos le
siguen en orden de afectación los ductos, pero con una afectación mucho
menor. Los Planes 18 y 7 se encuentran calificados como las mejores
opciones desde el punto de vista de menor incidencia sobre las áreas
silvestres. Esto se debe principalmente a que en estos planes, en ningún
futuro se considera el megaproyecto Inambari.
• Las hidroeléctricas, junto a los ductos, son las principales amenazas a las
Áreas Naturales Protegidas (ANP) y sus zonas de amortiguamiento, así como
también los sitios de biodiversidad sobresaliente (SBS), seguidas de los
hidrocarburos. El Plan 19 es el que menos sitios afecta y el que tiene un valor
relativo más elevado en relación a los demás planes. Su desempeño se debe
a la reducción de proyectos hidroeléctricos que coinciden espacialmente con
las ANP y SBS. Este desempeño está seguido por Plan 17 generado por la
ausencia del gasoducto Norte y a la sola presencia del gasoducto Sur Chico.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 216
• Los riesgos naturales vinculados a la matriz energética son aludes, aluviones,
deslizamientos, sismicidad, vulcanismo e inundaciones. La menor
vulnerabilidad de la matriz energética la presentan los planes 7, 18 y 19. Este
mejor desempeño (valores mayores) radica en la disminución de la cantidad
de hidroeléctricas dentro de la estructura de generación eléctrica. Para el
caso de la vulnerabilidad en ductos, se denota el mejor desempeño del Plan
17, provocado por la ausencia del gasoducto Norte.
• En cuanto a la vulnerabilidad de la matriz energética al cambio climático, no
se observan diferencias entre los planes robustos, debido a que las
hidroeléctricas que varían entre los planes se encuentran en zonas con baja
susceptibilidad al cambio climático.
• Todos los Planes poseen el mismo desempeño en relación a las cuencas
afectadas por proyectos energéticos, a excepción del Plan 17 el cual difiere
por la ausencia del gasoducto Norte.
• Los Planes con mayores Eficiencia Energética son los 19, 18 y 17.
• De acuerdo a la proyección establecida para los planes, la mejor cobertura de
Gas Natural se da en los Planes 19, 18, 15 y 17.
• En cuanto a los servicios asociados a infraestructura de generación de
energía eléctrica, La evaluación de este indicador arroja que el Plan 18 es
relativamente mejor que los demás, esto se debe al elevado número de
proyectos (126) y la elevada potencia generada por éstos.
• El Plan 19 arrojo un comportamiento regular respecto a la Población en
situación de riesgo por desarrollo de la infraestructura de la matriz
energética.
• La correlación entre las ubicaciones de las obras consignadas en los planes y
los sitios de destacado interés patrimonial señala una alerta sobre los
potenciales impactos del Gasoducto del Norte en los sitios arqueológicos
Tambo Colorado y Pachacamac. Debido a que el Plan 17 no contempla la
construcción de este gasoducto, se diferencia del resto y no afecta los sitios
arqueológicos de carácter monumental y excepcional.
• Los montos de inversión a valor presente en tecnologías limpias para la
generación de energía hidroeléctrica, solar y eólica señalan el mejor
desempeño del Plan 4, seguido de los Planes Base, 15 y 17. El reducido
desempeño de los Planes 19 y 18 está dado por la baja participación (3840%) en la matriz energética de las hidroeléctricas, con una consiguiente baja
inversión en esta tecnología.
• Los Planes 18 y 19 son los que presentan regalías del sector hidrocarburos
más elevadas. Como consecuencia, mostraron el mejor desempeño por sus
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 217
posibilidades de desarrollo social y económico a nivel regional, especialmente
para las poblaciones de la zona de influencia directa de los proyectos.
1.4.5.
Balance Energético de la NUMES
El Balance Energético de la NUMES es el resultado de consolidar la información
previamente calculada por los diferentes modelos sectoriales y el módulo de
eficiencia energética. El balance se compone de 3 secciones principales:
Energía Primaria: Esta sección agrupa la producción nacional, la importación, la
exportación, la energía no aprovechada y la oferta interna bruta de energía primaria.
Energía Secundaria: Esta sección agrupa la producción nacional, la importación, la
exportación, la oferta interna bruta, los consumos propios de los centros de
transformación y las pérdidas de energía secundaria.
Consumo Final: Esta sección se compone de la demanda de energéticos calculada
previamente en el módulo de proyección de demanda a la cual se le descontó los
ahorros de energía identificados en el Módulo de Eficiencia Energética. Finalmente
se adicionan los volúmenes de gas distribuido que serán empleados en la
petroquímica del sur, así como los “no energéticos” resultantes del proceso de
transformación en refinerías y en la producción de biocombustibles.
El cuadro N° 1.4.15 presenta el Balance Energético de l a NUMES y el detalle de los
resultados del análisis de su estructura se presenta en los siguientes numerales.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 218
Cuadro N° 1.4.15: Balance Nacional de Energía (TJ) – NUMES OBJETIVO
ENERGIA PRIMARIA
1. PRODUCCIÓN
GAS NATURAL
PETROLEO CRUDO
BIOMASA
HIDROENERGIA
CARBÓN MINERAL
ENERGIA SOLAR
ENERGÍA EÓLICA
ENERGÍA GEOTÉRMICA
TOTAL
2. IMPORTACIÓN
CARBÓN MINERAL
PETROLEO CRUDO
TOTAL
3. EXPORTACIÓN
PETROLEO CRUDO
GAS NATURAL
TOTAL
4. NO APROVECHADA
GAS NATURAL Y OTROS
TOTAL
5. OFERTA INTERNA BRUTA
GAS NATURAL
PETROLEO CRUDO
BIOMASA
HIDROENERGIA
CARBÓN MINERAL
ENERGIA SOLAR
ENERGÍA EÓLICA
ENERGÍA GEOTÉRMICA
TOTAL
2010
2020
2030
2040
617 878
153 540
103 502
95 891
9 544
322
980 677
1 125 121
252 092
98 840
194 642
10 647
15 354
10 629
3 280.85
1 710 606
1 325 783
240 936
84 601
265 366
11 878
76 779
10 600
5 913.01
2 021 856
1 344 014
214 604
152 466
255 222
13 251
77 194
45 187
81 032.64
2 182 971
28 142
228 521
256 662
19 355
224 022
243 377
23 435
240 680
264 115
26 790
259 773
286 563
33 184
96 593
129 776.87
69 515
221 560
291 074.77
75 017
75 017.02
67 778
67 777.80
129 546
129 546
143 891
143 891
312 041
312 041
142 763
142 763
391 739
348 877
103 502
95 891
37 686
322
978 017
759 671
406 600
98 840
194 642
30 002
15 354
10 629
3 281
1 519 018
1 013 742
406 600
84 601
265 366
35 313
76 779
10 600
5 913
1 898 913
1 201 250
406 600
152 466
255 222
40 042
77 194
45 187
81 033
2 258 993
ENERGIA SECUNDARIA
2010
2020
6. PRODUCCIÓN DE ENERGIA SECUNDARIA
DIESEL
182 506
241 173
ENERGIA ELECTRICA
113 225
212 002
GLP
72 028
125 934
NAFTAS
66 808
118 249
PETROLEO INDUSTRIAL
58 112
58 136
GASOLINA MOTOR
54 896
68 666
GAS DISTRIBUIDO
49 816
275 178
TURBO-JET
32 984
34 894
NO ENERGETICOS
15 946
22 798
ETANOL
4 685
9 393
CARBON VEGETAL
2 031
2 155
BIODIESEL
1 665
4 952
TOTAL
654 703
1 173 530
7. IMPORTACIÓN
BIODIESEL
6 851
6 846
GASOLINA MOTOR
2 873
2 873
ETANOL
1 368
COQUE
1 355
1 459
GLP
TURBO-JET
10 257
DIESEL
TOTAL
12 446
21 434
8. EXPORTACIÓN
NAFTAS
66 808
118 249
PETROLEO INDUSTRIAL
26 050
30 169
DIESEL
22 650
17 018
GLP
19 958
42 069
TURBO-JET
5 565
GASOLINA MOTOR
3 292
14 161
ETANOL
3 018
ENERGIA ELECTRICA
4 485
TOTAL
144 325
229 168
9. OFERTA INTERNA BRUTA
DIESEL
159 855
224 155
ENERGIA ELECTRICA
113 225
207 517
GASOLINA MOTOR
54 476
57 378
GLP
52 070
83 865
GAS DISTRIBUIDO
49 816
275 178
PETROLEO INDUSTRIAL
32 062
27 968
TURBO-JET
27 419
45 150
NO ENERGETICOS
15 946
22 798
BIODIESEL
8 516
11 798
ETANOL
6 053
6 375
CARBON VEGETAL
2 031
2 155
COQUE
1 355
1 459
TOTAL
522 824
965 795
10. CONSUMOS PROPIOS, TRANSFORMACIÓN Y PÉRDIDAS
CENTRALES ELECTRICAS
143 708
139 053
CONSUMO PROPIO SECTOR ENERGIA
29 350
46 617
PERDIDAS(TRANS.,DIST. Y ALM.)
27 067
46 596
REFINERIAS
6 841
7 973
CARBONERAS
3 046
3 232
PLANTAS DE BIOCOMBUSTIBLE
TOTAL
1 347
211 358
2 755
246 226
2040
CONSUMO FINAL
2010
2020
2030
2040
246 947
345 773
138 596
132 623
58 136
68 666
341 703
34 894
22 855
9 393
2 267
5 465
1 407 317
246 947
486 083
138 102
132 476
58 136
68 666
393 108
34 894
22 855
9 393
2 243
5 465
1 598 367
11. CONSUMO FINAL
DIESEL B5
ENERGIA ELECTRICA
BIOMASA
GASOHOL
GLP
GAS DISTRIBUIDO
PETROLEO INDUSTRIAL
TURBO-JET
CARBON MINERAL
NO ENERGETICOS
CARBON VEGETAL
COQUE
ENERGIA SOLAR
TOTAL
168 371
113 225
87 905
60 529
52 070
49 816
32 062
27 419
23 729
15 946
2 031
1 355
322
634 780
235 953
207 517
68 740
63 753
83 865
275 178
27 968
45 150
30 002
22 798
2 155
1 459
520
1 065 057
306 194
314 559
53 638
77 557
123 614
341 703
26 111
69 334
35 313
22 855
2 267
1 536
768
1 375 447
349 714
410 020
43 243
77 679
156 818
393 108
23 156
89 848
40 042
22 855
2 243
1 605
975
1 611 305
9 845
4 008
1 536
34 440
43 938
93 766
12 021
4 118
1 605
18 716
54 955
85 282
176 696
132 623
32 026
14 983
2 873
1 637
31 214
215 355
132 476
34 980
2 873
1 625
76 063
248 017
290 884
314 559
69 801
123 614
341 703
26 111
69 334
22 855
15 310
7 756
2 267
1 536
1 285 728
332 228
410 020
69 911
156 818
393 108
23 156
89 848
22 855
17 486
7 768
2 243
1 605
1 527 045
280 785
56 869
50 079
7 973
445 849
62 560
53 849
7 973
3 400
2 772
401 877
3 364
2 772
576 367
2030
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 219
1.4.5.1.
Resultados de la Proyección de la Demanda
Los principales resultados de la proyección de la demanda para el futuro con PBI
base son los siguientes:
La demanda total hacia el final del período de análisis es decir el año 2040 será de
1,708 miles de TJ, y tendrá una tasa de crecimiento anual de 3.46%. Para el caso
de la energía eléctrica, la demanda final será de 482 miles de TJ y su tasa de
crecimiento será de 4.83%.
Estos resultados, arrojan a nivel global una intensidad energética de 2.3 TJ/ Miles
de US$, que es menor al valor que se registra actualmente (3.09 TJ/ Miles de US$
para el 2009) como se presenta en el Gráfico N° 1.4.15.
Gráfico N° 1.4.15: Demanda Total por Sector – Futur o PBI Base (TJ)
1,800,000
1,600,000
2011 - 2040
4.35%
4.83%
3.46%
PBI
Electricidad
Energía
1,400,000
1,200,000
TJ
1,000,000
800,000
600,000
400,000
200,000
RESIDENCIAL Y COMERCIAL
PUBLICO
TRANSPORTE
AGROPECUARIO Y AGROINDUSTRIAL
PESQUERO
MINERO METALÚRGICO
INDUSTRIAL
Fuente: Elaboración propia.
En cuanto a la estructura de la demanda final de energía, la participación de los
sectores residencial y comercial será de 26.52%, el sector público de 0.84%, el
sector transporte de 36.92%, el sector pesquero de 0.74%, los sectores
agropecuario y agroindustria de 0.75%, el sector minero-metalúrgico de 12.13 % y el
sector industrial de 22.09 %.
Esta estructura es diferente a la estructura actual de la demanda final de energía,
particularmente en los sectores residencial y comercial, transporte e industrial como
se presenta en el Gráfico N° 1.4.16.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 220
2039
2037
2035
2033
2031
2029
2027
2025
2023
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
-
Gráfico N° 1.4.16: Distribución de la Demanda por S ector – Futuro PBI
Base
2040
2009
INDUSTRIAL
18.51%
RESIDENCIAL Y
COMERCIAL
27.63%
INDUSTRIAL
22.09%
RESIDENCIAL Y
COMERCIAL
26.52%
MINERO
METALÚRGICO
8.70%
PESQUERO
1.84%
PUBLICO
1.82%
AGROPEC. Y
AGROIND.
1.41%
TRANSPORTE
40.10%
MINERO
METALÚRGICO
12.13%
PESQUERO
0.74%
PUBLICO
0.84%
AGROPEC. Y
AGROIND.
0.75%
TRANSPORTE
36.92%
Fuente: Elaboración propia.
La estructura de la demanda final por productos indica que la participación del gas
natural representará el 17.67% de la demanda total, los derivados de petróleo y
líquidos de gas natural contribuirán con el 48.02%, el carbón mineral y coque con el
2.87%, el carbón vegetal con el 0.15% la energía eléctrica con el 28.24%, la energía
solar con el 0.07% y la biomasa (compuesta por el bagazo, la leña, bosta y yareta) con
el 2.98 % como se presenta en el Gráfico N° 1.4.17.
Gráfico N° 1.4.17: Distribución de la Demanda por E nergético – Futuro PBI
Base
2009
Gasolina
Motor
10.47%
Biomasa
15.17%
Electricidad
17.91%
Diesel
28.84%
Solar
0.05%
Coque
0.22%
GLP
7.95%
Gas
Distribuido
5.40%
Petróleo
Industrial
5.17%
Turbo/JET
4.64%
Carbón
Mineral
3.85%
Carbón
Vegetal
0.34%
2040
Gasolina
Motor
5.35%
Biomasa
2.98%
GLP
10.80%
Gas
Distribuido
17.67%
Petróleo
Industrial
1.59%
Electricidad
28.24%
Diesel
24.09%
Solar
0.07%
Turbo/JET
6.19%
Carbón
Mineral
2.76%
Carbón
Vegetal
0.15%
Coque
0.11%
Fuente: Elaboración propia.
Del análisis de esta estructura, se desprende la gran preponderancia que tendrán
los derivados de los hidrocarburos, seguida por la energía eléctrica, situación que
también se presenta actualmente. En el caso de la leña, bosta y yareta su
contribución se reducirá significativamente en comparación a la situación actual.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 221
De manera similar se realizaron las proyecciones de energía útil cuya metodología
empleada y resultados obtenidos se presentan en el Anexo A.1.7 Metodología y
Resultados de la Proyección de la Energía a Nivel Útil.
1.4.5.2.
Producción y Oferta Interna de Energía Primaria y Secundaria
La producción y oferta interna de energía primaria y secundaria resultante del
Balance Nacional de Energía de la NUMES OBJETIVO para los años 2020, 2030 y
2040, se presentan a continuación.
(1) Producción de Energía Primaria
La participación del gas natural en la producción de energía primaria será
preponderante en todo el período y llegará a representar valores mayores al 60%.
Mientras que las otras fuentes se distribuyen el 40% restantes, de estas fuentes el
petróleo crudo disminuye su participación hacia el final del periodo de evaluación
pasando del 15.7% al 9.8%. Por el contrario, las fuentes de energía renovables
incluido la hidroenergía, incrementarán su participación, es así que hacia el final del
periodo de evaluación su contribución será de 28%, como se muestra en el Gráfico
N° 1.4.18.
Gráfico N° 1.4.18: Producción de Energía Primaria y Distribución por
Fuentes (TJ)
2,500,000
100%
90%
2,000,000
80%
70%
1,500,000
1.0%
0.6%
0.6%
10.6%
7.5%
8.8%
14.7%
11.9%
11.4%
13.1%
63.0%
65.8%
65.6%
61.6%
2010
2020
2030
2040
15.7%
0.6%
16.3%
9.8%
9.8%
11.7%
TJ
60%
50%
1,000,000
40%
30%
500,000
20%
-
10%
2010
2020
2030
0%
GAS NATURAL
PETROLEO CRUDO
BIOMASA
HIDROENERGÍA
CARBÓN MINERAL
ENERGÍA SOLAR
ENERGÍA EÓLICA
ENERGÍA GEOTÉRMICA
GAS NATURAL
HIDROENERGÍA
PETROLEO CRUDO
RER
CARBÓN MINERAL
Fuente: Elaboración propia.
(2) Importación y Exportación de Energía Primaria
El petróleo crudo representará cerca del 90% de importaciones de energía primaria
durante el periodo de evaluación, mientras que el 10% restante corresponde a
importaciones de carbón mineral según se muestra en el Gráfico N° 1.4.19.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 222
La caída pronunciada y posterior repunte en el periodo 2010 – 2020 obedece a que
inicialmente se incrementa la producción de crudo nacional lo cual reduce
gradualmente la necesidad de
importación de crudos hasta el año 2015,
posteriormente el año 2016 con el desarrollo de crudos pesados que incremente la
carga de las refinerías se requiere de mayores volúmenes de crudo lo cual hace que
la cantidad de crudo importado se incremente nuevamente.
Respecto a la ampliación de la capacidad de las refinerías y su modernización, esto
origina que no sea necesaria la importación de crudos livianos y se incremente el
volumen de exportaciones de productos derivados de petróleo; posteriormente la
exportación se reducirá a medida que la demanda interna se incrementa.
Por otro lado, cabe resaltar que la proyección de la producción de crudo aún en su
versión optimista no se considera un descubrimiento de petróleo de gran magnitud
(superior a los 100 MBPD); asimismo, hay que precisar que los primeros años
proyectados responden a una tendencia que ha sido trabajada en base a la
información histórica considerando las tasas de éxitos y los descubrimientos
observados en los últimos 30 años; mientras que los últimos años representan
estimados sobre la evolución del mercado hasta el año 2040.
Gráfico N° 1.4.19: Importación de Energía Primaria (TJ)
Fuente: Elaboración propia.
Por otro lado, el petróleo crudo también representará cerca del 25% de las
exportaciones de energía primaria en el primer decenio del periodo de evaluación,
pasando a ser el 100% hacia el final de dicho periodo, esto debido a que las
exportaciones de gas natural se detienen durante los últimos años de la década del
30 según se muestra en el Gráfico N° 1.4.20.
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Pág. 223
Gráfico N° 1.4.20: Exportación de Energía Primaria (TJ)
Fuente: Elaboración propia.
(3) Oferta Interna Bruta de Energía Primaria
La participación del gas natural en la oferta interna bruta será preponderante pues
pasa de 40.1% al 53.2% hacia el final del periodo de estudio. El petróleo crudo y el
carbón mineral registrarán disminuciones en su participación pasando del 35.7% al
18%, y del 3.9% al 1.8%, respectivamente. Por el contrario las fuentes de energía
renovables incluida la hidroenergía, incrementarán su participación hacia el final del
periodo de evaluación, llegando a representar el 27.1%, según se presenta en el
Gráfico N° 1.4.21.
Gráfico N° 1.4.21: Oferta Interna Bruta de Energía Primaria y Distribución por
Fuentes (TJ)
2,500,000
100%
2,000,000
3.9%
2.0%
1.9%
1.8%
90%
9.8%
12.8%
14.0%
11.3%
80%
10.6%
8.4%
9.4%
15.8%
26.8%
21.4%
18.0%
50.0%
53.4%
53.2%
70%
1,500,000
TJ
60%
35.7%
50%
1,000,000
40%
500,000
30%
20%
2010
2020
2030
GAS NATURAL
PETROLEO CRUDO
BIOMASA
HIDROENERGÍA
CARBÓN MINERAL
ENERGÍA SOLAR
ENERGÍA EÓLICA
ENERGÍA GEOTÉRMICA
40.1%
10%
0%
2010
GAS NATURAL
2020
PETROLEO CRUDO
2030
RER
HIDROENERGÍA
2040
CARBÓN MINERAL
Fuente: Elaboración propia.
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Pág. 224
(4) Producción de Energía Secundaria
En cuanto a energía secundaria, los derivados de petróleo y líquidos de gas natural,
presentan una disminución en su participación hacia el final del periodo en
evaluación, pasando del 71.4% al 42.5%. Por el contrario, hacia el final del periodo
de proyección la participación de la energía eléctrica y el gas distribuido llegarán al
30.4% y 24.6%, respectivamente como se presenta en el Gráfico N° 1.4.22.
Gráfico N° 1.4.22: Producción de Energía Secundaria y Distribución por
Fuentes (TJ)
1,800,000
100.0%
3.7%
3.3%
17.3%
18.1%
2.8%
2.5%
1,600,000
90.0%
1,400,000
24.6%
80.0%
1,200,000
30.4%
7.6%
70.0%
TJ
1,000,000
23.4%
24.3%
60.0%
800,000
24.6%
50.0%
600,000
400,000
40.0%
200,000
30.0%
71.4%
55.1%
20.0%
2010
2020
2030
DIESEL
ENERGÍA ELÉCTRICA
GLP
NAFTAS
PETROLEO INDUSTRIAL
GASOLINA MOTOR
GAS DISTRIBUIDO
TURBO-JET
NO ENERGÉTICOS
ETANOL
CARBÓN VEGETAL
BIODIESEL
48.3%
42.5%
10.0%
0.0%
2010
DERIVADOS DE PETROLEO Y
LIQUIDOS DE GAS NATURAL
2020
GAS DISTRIBUIDO
2030
ENERGÍA ELECTRICA
2040
NO ENERGÉTICOS Y OTROS
Fuente: Elaboración propia.
(5) Importación y Exportación de Energía Secundaria
El biodisel, la gasolina motor, el etanol y el coque reducirán su participación en la
importación de energía secundaria del 55.05% al 6.8%, del 23.08% al 2.33%, del
10.99% al 0% y del 10.89% al 0.91%, respectivamente. Por el contrario, el GLP, el
turbo jet, y el Diesel presentan incrementos en su participación hacia el final del
periodo de evaluación, llegando a representar el 10.59%, el 31.1% y el 48.26%,
respectivamente como se muestra en el Gráfico N° 1.4.23.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 225
Gráfico N° 1.4.23: Importación de Energía Secundari a y Distribución por
Fuentes (TJ)
Fuente: Elaboración propia.
Por otro lado, en la exportación de energía secundaria el petróleo industrial, el
Diesel, el GLP, y el turbo-jet reducirán su participación del 18.05% al 14.1%, del
15.69% al 0%, del 13.83 al 0% y del 3.86% al 0%, respectivamente. Mientras que,
las naftas, el etanol y la energía eléctrica aumentarán su participación hacia el final
del periodo de evaluación, llegando a ser del orden del 3.41%, 0.66% y 30.67%,
respectivamente como se muestra en el Gráfico N° 1.4.24. La ampliación de la
capacidad de las refinerías hace que se incremente el volumen de exportaciones de
productos derivados de petróleo, posteriormente la exportación se reduce a medida
que la demanda interna se incrementa.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 226
Gráfico N° 1.4.24: Exportación de Energía Secundari a y Distribución por
Fuentes (TJ)
Fuente: Elaboración propia.
(6) Oferta Interna Bruta de Energía Secundaria
Los derivados del petróleo y líquidos de gas natural disminuirán su participación en
la oferta interna bruta de energía secundaria pasando del 62.3% al 44%. Por el
contrario, la energía eléctrica y el gas distribuido incrementarán su participación
pasando del 21.7% al 26.9% y del 9.5% al 25.7%, respectivamente como se
muestra en el Gráfico N° 1.4.25.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 227
Gráfico N° 1.4.25: Oferta Interna Bruta de Energía Secundaria y
Distribución por Fuentes (TJ)
1,800,000
100%
6.5%
4.6%
3.9%
3.4%
21.7%
21.5%
24.5%
26.9%
28.5%
26.6%
25.7%
45.4%
45.1%
44.0%
1,600,000
90%
1,400,000
80%
1,200,000
70%
TJ
1,000,000
9.5%
60%
800,000
50%
600,000
40%
400,000
30%
200,000
62.3%
20%
2010
2020
2030
DIESEL
ENERGIA ELECTRICA
GASOLINA MOTOR
GLP
GAS DISTRIBUIDO
PETROLEO INDUSTRIAL
TURBO-JET
NO ENERGETICOS
BIODIESEL
ETANOL
CARBON VEGETAL
COQUE
10%
0%
2010
DERIVADOS DE PETROLEO Y
LIQUIDOS DE GAS NATURAL
2020
GAS DISTRIBUIDO
2030
ENERGÍA ELECTRICA
2040
NO ENERGÉTICOS Y OTROS
Fuente: Elaboración propia.
1.4.5.3.
Consumo Final de Energéticos
El consumo de energía de los sectores hacia el final del periodo de análisis se
estima en 1,708 miles de TJ la misma que se reducirá a 1,452 miles de TJ con la
implementación de medidas de eficiencia energética. Por otro lado considerando el
consumo de gas natural para la petroquímica que asciende a 136 miles de TJ y el
consumo de no energéticos que se estima en 23 miles de TJ el consumo total de
energía sería de 1,611 miles de TJ. Ver Gráfico N° 1.4. 26.
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Pág. 228
Gráfico N° 1.4.26: Consumo Final de Energía (TJ)
Fuente: Elaboración propia.
1.4.5.4.
Proyectos de Inversión
Se estima que las inversiones necesarias para la NUMES totalizarán US$ 83,439
millones en valores corrientes, de los cuales el 35% corresponde al gas natural, el
30% a hidrocarburos líquidos y el 35% a electricidad. Ver Gráfico N° 1.4.27.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 229
Gráfico N° 1.4.27: Distribución Porcentual de las I nversiones por
Subsector
Electricidad
35%
Gas Natural
35%
Hidrocarburos
Liquidos
30%
Fuente: Elaboración propia.
1.4.5.5.
Balanza Comercial de Hidrocarburos
La balanza comercial de hidrocarburos tendrá una proyección negativa debido a las
importaciones de derivados de petróleo, se prevé que al final del periodo el déficit
de la balanza comercial de hidrocarburos sea de US$ 12,681 millones. Ver Gráfico
N° 1.4.28.
Gráfico N° 1.4.28: Balanza Comercial de Hidrocarburo s (Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 230
1.4.5.6.
Regalías
Se estima que el monto total de las regalías originadas por la producción de
hidrocarburos y de energía hidroeléctrica hasta el año 2040, ascenderán a US$
12,470.5 millones en valor presente. De los cuales el 61% corresponde a gas
natural, el 36% al petróleo u el 3% a la generación hidroeléctrica. Ver Gráfico N°
1.4.29.
Gráfico N° 1.4.29: Distribución Porcentual de las R egalías por Subsector
Electricidad
3%
Hidrocarburos
36%
Gas Natural
61%
Fuente: Elaboración propia.
1.5.
Apreciaciones Sobre el Plan NUMES
La evaluación técnica, económica y socioambiental que se realiza en el presente
Estudio, cuyos principales resultados se han tratado en detalle en la sección
anterior, permite concluir que la NUMES OBJETIVO propuesta es la que alcanza de
una forma equilibrada y sostenible los Objetivos de Política Energética que fueran
identificados en el DS-064-2010-EM. Dichos objetivos se listan nuevamente a
continuación.
1. Matriz diversificada, competitiva, con énfasis en el uso de recursos renovables y
eficiencia energética.
2. Abastecimiento para el desarrollo sustentable.
3. Acceso universal al suministro de Energía.
4. Eficiencia en la oferta y en la demanda de Energía.
5. Autosuficiencia en la producción de Energía.
6. Mínimo impacto ambiental.
7. Desarrollo de la industria del gas.
8. Fortalecimiento institucional.
9. Integración con mercados de Energía de la región.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 231
Esos objetivos se logran con las siguientes opciones, las cuales caracterizan al Plan
NUMES elegido y propuesto:
•
Estructura Diversificada de Oferta de Generación Eléctrica: 40% Hidroenergía,
40% Gas, 20% RER. Un análisis de las ventajas de estas diferentes fuentes
muestra que:
a. Hidroenergía: es mejor en diversificación, GEI y costos.
b. Gas: es mejor en desarrollo de la industria con efectos sobre la
descentralización y desarrollo regional, y también esta fuente es
positiva por las menores áreas inundadas.
c. La implementación de metas RER más exigentes en el largo plazo son
deseables y ventajosas dado que se trata de recursos limpios,
renovables y relativamente más eficientes.
Con esta opción se alcanzan los Objetivos: 1) Matriz diversificada, competitiva,
con énfasis en el uso de renovables y eficiencia energética, 2) Abastecimiento
para el desarrollo sustentable (seguridad energética), 3) Mínimo impacto
ambiental (GEI y área inundadas).
•
Desarrollo Conjunto de la Petroquímica en Ica y Sur: se considera relevante el
desarrollo de la industria petroquímica del metano y etano, dado que permite el
aprovechamiento de los recursos de gas natural que posee el Perú.
Con esta opción se alcanza el Objetivo 7: Desarrollo de la industria del gas, lo
cual como se dijo tiene efecto sobre el objetivo de descentralización y desarrollo
del país.
•
Crudos Pesados: el plan de desarrollo es costoso en inversiones pero permite
mejorar la balanza comercial, la autosuficiencia e implican mejor recaudación del
Gobierno en términos de regalías.
Con esta opción se alcanza el Objetivo 5: autosuficiencia en la producción de
energía.
•
Transporte de Gas Descentralizado: la centralización no permite el desarrollo de
la industria del gas. Además la opción de máximo dimensionamiento de la
infraestructura en el Sur está asociada a exportaciones de gran magnitud,
presenta una evaluación negativa en autosuficiencia. Por ello, la opción de
transporte mejor es desarrollar el Gasoducto Sur con un dimensionamiento
menor que no incorpore la demanda de exportación y que sólo abastezca el
mercado local.
Con esta opción se alcanzan los Objetivos: 3) Acceso universal al suministro de
energía y 7) Desarrollo de la industria del gas, con impacto en la
descentralización de país.
•
Cobertura de Gas Máxima: la captación del 19% de los hogares con gas, permite
mejorar el desempeño en materia social a un costo relativamente bajo, logrando
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Pág. 232
el objetivo de acceso a la energía de la población, con mejoras significativas en
la calidad de vida.
Con esta opción se alcanza el objetivo 3: Acceso universal al suministro de
energía.
•
Exportaciones: el plan más robusto incluye exportaciones de los contratos
vigentes. El plan de mayores exportaciones de gas genera desequilibrios de
oferta y demanda en futuros de bajos recursos, y en planes de mayor uso de gas
en la generación eléctrica. Por otro lado, las exportaciones de energía eléctrica
mejoran la balanza comercial energética y fomentan la integración regional y no
comprometen el abastecimiento interno.
Con esta opción se alcanzan los objetivos: 2) Abastecimiento para el desarrollo
sustentable (seguridad energética) y 5): Integración con mercados de energía de
la región.
•
Biocombustibles: la meta de biodiesel constante y aumento moderado (al 10%)
de las metas de bioetanol es la más ventajosa dado que se constata que existen
mejores opciones para incrementar la diversificación y disminuir GEI, a través de
la meta RER e hidroenergía, por ejemplo.
Con esta opción se alcanza el Objetivo 1: Matriz diversificada, competitiva, con
énfasis en el uso de renovables y eficiencia energética
•
Eficiencia: la eficiencia energética del 15% permite disminuir la demanda y con
esto mejorar la balanza comercial, la autosuficiencia, y reducir las emisiones.
Asimismo, la valorización de los ahorros de energía comparada con los costos
incrementales que los planes de eficiencia generarían permite concluir que se
obtienen beneficios netos positivos.
Con esta opción se alcanzan los Objetivos: 1) Matriz diversificada, competitiva,
con énfasis en el uso de renovables y eficiencia energética y 4) Eficiencia en la
oferta y en la demanda de Energía.
Ahora bien, para la implementación del Plan de la NUMES OBJETIVO a
continuación se plantean y comentan los lineamientos relevantes que se tienen en
cuenta para la formulación de los diferentes planes subsectoriales que se
desprenden de la misma, los cuales se desarrollar en detalle en la próxima sección
1.6. Estos lineamientos incluyen enfrentar desafíos de carácter regulatorio, de
organización institucional, de política de precios y tarifas, entre otros, los que fueron
presentados y analizados en la sección 1.2 de este Estudio.
Primero, el Plan Energético está integrado a la Política de Estado para el desarrollo
sustentable del país. En este sentido, en el Estudio se sugiere evaluar la creación
de un área de Planificación en el Ministerio de Minas y Energía con capacidades
para proponer y monitorear el Plan NUMES. Este lineamiento está estrechamente
vinculado con alcanzar el objetivo de fortalecimiento institucional del sector.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 233
Segundo, el Plan supone una revisión del rol del Estado, lo que implica una mayor
proactividad y adecuación de su rol empresario, a través de la actividad desarrollada
por sus empresas energéticas. En ese sentido, la empresa PETROPERÚ tendrá
una participación importante en el desarrollo de los crudos pesados y continuará
teniendo una presencia mayoritaria en las actividades de refinación de petróleo.
Tercero, el Planeamiento del sector por parte del Gobierno debe complementarse
con el rol inversor del sector privado, dado que de esa manera se reducen las
incertidumbres y el costo de capital para facilitar las inversiones que requiere el Plan
propuesto. A su vez, con el Planeamiento se promueve la seguridad energética, que
es un objetivo primordial para la sustentabilidad del crecimiento y desarrollo del
país. En ese sentido, en los Planes subsectoriales se diferencian los programas
referenciales (no obligatorios) de otros Planes con inversiones mandatorias. Estas
últimas se asocian con el desarrollo de infraestructura de gasoductos y líneas de
transmisión eléctrica, principalmente, las cuales están dentro de la política de
Planeamiento de Estado.
Cuarto, la política de formación de precios y tarifas de energía detrás de los planes
subsectoriales supone: i) alentar el desarrollo y uso de los recursos con precios
económicos, y ii) promover la competitividad de la economía con mejores
estándares de eficiencia energética.
Quinto, facilitar el acceso a la energía a los sectores sociales de ingresos bajos. En
este sentido, los planes de Electrificación Rural y de Acceso al gas, juegan un rol
relevante con ese objetivo.
Sexto, el Plan busca diversificar la matriz energética, sopesando técnica, económica
y ambientalmente, el uso de las diferentes fuentes de energía (renovables y no
renovables), al definir los costos, los tiempos y el camino crítico de dicha
diversificación.
Séptimo, el Plan permite la descentralización y el desarrollo regional. Esto se logra
mediante la creación de nueva infraestructura energética (gasoductos, poliductos,
petroquímica, líneas eléctricas, energías renovables no convencionales) para
conectar mercados de regiones alejadas del área central del país.
Octavo, la EAE del Plan Energético procura minimizar los potenciales conflictos e
impactos ambientales de la NUMES OBJETIVO. Se provee al gobierno de una
metodología para la evaluación y el monitoreo de los temas socioambientales.
Finalmente, las políticas sectoriales que se desprenden del Plan de la NUMES
permiten alcanzar los lineamientos socioambientales y económicos plasmados en
el CEPLAN, que es el Plan Estratégico del Estado que guía el desarrollo socioeconómico del país de una manera ordenada y sistemática.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 234
1.6.
Planes
1.6.1.
Plan de Electricidad
1.6.1.1.
Evolución del Sub Sector Electricidad
1.6.1.1.1. Generación de Electricidad
La generación de energía alcanzó en el año 2010 un total de 33,450.1 GWh, de los
cuales el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN concentra alrededor del
98.1% y el 1.9% restante se generó en los sistemas aislados. Dicha producción de
energía ha significado una facturación anual de US$ 2,476.2 millones, de los cuales
US$ 1,717.8 millones corresponden al mercado regulado y 758.4 millones al
mercado libre con participaciones porcentuales de 69.4% y 30.6%, respectivamente.
Respecto a la estructura hidro-térmica, en dicho período la potencia efectiva
hidroeléctrica en el SEIN fue de 3,098 MW, representando casi el 48% del total.
Desde el año 2004, como consecuencia de la entrada del gas de Camisea en el
mercado, el aumento de la capacidad del sistema de generación fue liderado por la
instalación de nuevas plantas térmicas a gas. Así se ha incorporado al SEIN un total
de 2,388 MW en capacidad térmica a gas natural, valor que superó en más de 3
veces la incorporación de generación hidroeléctrica.
La generación de energía eléctrica para cubrir la demanda en el período 2001-2010
ha contado con la participación de diferentes recursos primarios como hidroenergía,
gas natural, carbón mineral y petróleo Diesel; los precios de estos dos últimos están
ligados a las variaciones del mercado internacional.
Al año 2010, tomado como base para la presente evaluación, se observa que el gas
natural y la hidroelectricidad representan el 89% de la capacidad efectiva en tanto
que las centrales a Diesel y carbón en conjunto participan sólo con el 11%. Gráfico
N° 1.6.1.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 235
Gráfico N° 1.6.1: Evolución de la Capacidad de Gene ración en el SEIN
2000-2010 (MW)
Fuente: COES.
El crecimiento de la generación a partir de la puesta en operación del proyecto
Camisea, cuyo gasoducto recorre la parte central del Perú, ha significado una
concentración de aproximadamente 75% de la capacidad de generación en la parte
central del país, zona que ha visto incrementada en 86.4% su potencia efectiva en el
período 2004-2010 (4,866 MW); mientras que en el mismo período, en las áreas
Norte y Sur, la potencia efectiva de generación se ha reducido (1,598 MW).
Durante el período 2000 – 2010, la evolución de energía se ha caracterizado por el
incremento de la participación de la generación de energía eléctrica con gas natural
y ha llegado al final de este período a tener una participación conjunta con la
hidroelectricidad de 94%, en tanto que la energía generada con combustibles
Diesel, residual y carbón mantienen una participación de 6%. Gráfico N° 1.6.2.
Gráfico N° 1.6.2: Evolución de la Producción de Ene rgía en el SEIN
2000-2010 (GWh)
Fuente: COES.
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Pág. 236
La concentración de la capacidad de generación en el área central del país y su
fuerte dependencia de la infraestructura del proyecto Camisea, ha propiciado que el
Estado a través del Ministerio de Energía y Minas - MEM y de la Agencia de
Promoción de la Inversión Privada - PROINVERSION, esté promoviendo la
construcción descentralizada de infraestructura de transmisión y generación, bajo la
modalidad de Concesión BOOT (Built-Own-Operate-Transfer) para desarrollar
nuevas líneas eléctricas en el nivel de 500 kV, nueva capacidad de Reserva Fría y
Contratos de Suministro Eléctrico a través de nuevas centrales hidroeléctricas. En
los próximos 4 años entrarán en operación 5 nuevas centrales hidroeléctricas con
una potencia efectiva de 803 MW. En tanto se prevén otros 1,000 MW en Plantas de
Reserva fría que funcionarían con Diesel.
Bajo el esquema de desarrollo descrito, los precios de energía a nivel de costos
marginales en el SEIN han tenido un comportamiento muy volátil en el periodo
2000-2010, llegando a niveles máximos de 236 US$/MWh en el año 2008,
correspondiendo a dicho año el mayor costo de energía anual en el orden de los 91
US$/MWh.
Evaluado los promedios anuales del costo marginal de energía en dos tramos, antes
y después de Camisea, se observa que el costo marginal para el primer tramo tuvo
un valor promedio de 35.5 US$/MWh en tanto que para el segundo dicho valor fue
de 52.7 US$/MWh, como se muestra en el Gráfico 1.6.3, influenciados en ambos
casos por el costo de generación de las centrales Diesel que definen finalmente y
marcan el comportamiento del costo marginal.
Gráfico N° 1.6.3: Comportamiento de los Costos Marg inales en el SEIN
2000-2010 (US$/MWh)
Fuente: COES.
En conclusión, el ingreso del gas de Camisea ha permitido que este recurso gane
una participación importante en la cobertura de la demanda, aunque no ha
desplazado totalmente a los combustibles líquidos. A este respecto también es
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 237
relevante indicar que a diferencia de los combustibles líquidos, el gas natural
proveniente en gran parte del Lote 88 no se encuentra directamente expuesto a la
volatilidad del precio del mercado internacional, notándose que en el mercado local
el precio del gas natural en boca de pozo para fines de generación es de 1.65
US$/MBTU, y adicionando los peajes de transporte y distribución llega a 2.58
US$/MBTU, en tanto que en el mercado internacional el referente de precio (Henry
Hub) a diciembre de 2010 fue de 4.25 US$/MBTU.
El desligamiento del precio local del gas natural respecto al del mercado
internacional ha permitido que en el sector eléctrico los precios de la electricidad no
hayan tenido el escalamiento observado en el mercado internacional, esta situación
no ha facilitado el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, y ha originado que la
participación de esta tecnología se reduzca del 74% al 59% en el periodo 20052010.
1.6.1.1.2. Transmisión de Electricidad
De acuerdo al Artículo 20° de la Ley N° 28832, Ley pa ra Asegurar el Desarrollo
Eficiente de la Generación Eléctrica – LADEGE o Ley de Generación Eficiente, el
Sistema de Transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN está
integrado por las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión - SGT, del
Sistema Complementario de Transmisión - SCT, del Sistema Principal de
Transmisión - SPT y del Sistema Secundario de Transmisión – SST.
Asimismo, se precisa que las instalaciones del SGT y del SCT son aquellas cuya
puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de
la LADEGE, mientras que las instalaciones del SPT y del SST, son aquellas
instalaciones calificadas como tales al amparo de la LCE y cuya puesta en
operación comercial se ha producido antes de su promulgación.
Bajo el nuevo marco legal se califican a los sistemas de transmisión como: Sistemas
Garantizados de Transmisión – SGT y Sistemas Complementarios de Transmisión SCT. La transición hacia este marco legal ha establecido que las instalaciones de
transmisión antes calificadas como Sistema Principal de transmisión - SPT y
Sistemas Secundarios de Transmisión - SST continuarán con dicha calificación y
mantengan su remuneración conforme al último peaje establecido y lo que
corresponde a los SGT y SST, serán aplicados a los nuevos proyectos de
transmisión a ejecutarse bajo este nuevo marco normativo.
En ese sentido, los SGT son el conjunto de activos o instalaciones de transmisión
que se construyen como resultado del Plan de Transmisión que desarrolle el Comité
de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional - COES y que es
aprobado por el Ministerio de Energía y Minas. Para la implementación de dichas
instalaciones se convoca a licitación de donde el valor de la propuesta ganadora
pasa a formar parte de los costos del sistema con los cuales se definen los peajes
transmisión que se adicionarán a los peajes vigentes.
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Pág. 238
Por su lado, los SCT serán aquellos proyectos construidos por iniciativa de los
propios interesados y regularmente son los sistemas de transmisión comprendidos
entre:
• Las centrales de generación y el sistema nacional, en este caso el
usuario es el generador.
• El sistema nacional y los sistemas de distribución, en donde el usuario
es la empresa de distribución.
• El sistema nacional y clientes libres, donde el usuario es el cliente libre.
Es así, que bajo el nuevo marco legal se han comprometido inversiones en
proyectos de transmisión, calificados como SGT, para reforzar el sistema y darle
mayor seguridad y confiabilidad.
De otro lado, es importante indicar que actualmente los peajes de transmisión
incluyen además otros cargos como la Garantía por Red Principal del Proyecto de
Gas Natural de Camisea, el cargo unitario por compensación por transporte de gas
natural además de los Cargos Unitarios por Compensación por Seguridad de
Suministro, por Generación Adicional y la prima por RER, entre otros.
A la fecha, el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión resulta igual a
29.68 US$/kW-año44, del cual el 53.1% representa propiamente la valorización de
los activos de transmisión, es decir el Valor Nuevo de Reemplazo de estas
instalaciones y los costos de operación y mantenimiento aprobado para las mismas,
en tanto que el 46.9% está asociado a otros cargos no necesariamente de
transmisión, conforme se muestra en el siguiente desagregado. Ver Gráfico N°
1.6.4.
Gráfico N° 1.6.4: Desagregado del Monto de Pagos po r Concepto de Peaje
de Transmisión (US$/kW-año)
Fuente: OSINERGMIN-GART. Elaboración propia.
44
Peaje definido por OSINERGMIN en el Proceso de Fijación Tarifaria de Mayo del 2010.
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Pág. 239
En los últimos años, PROINVERSIÓN por encargo del MEM, ha adjudicado un total
de 14 proyectos de construcción de líneas de transmisión que entrarán en servicio
en el período 2011- mediados de 2013. La longitud total de las nuevas líneas es de
4,374 km y representa el 36% de la longitud actual. El monto total involucrado es de
US$ 920 millones. Este es el resultado de la aplicación de la Ley N° 28832 que ha
superado una situación donde las señales del mercado no resultaban suficientes
para permitir el financiamiento de nuevas inversiones en transmisión eléctrica
debido a las economías de escala, externalidades complejas y largos períodos de
repago que presentaba dicha actividad.
1.6.1.1.3. Distribución de Electricidad
Según el anuario estadístico de OSINERGMIN del año 2010, las ventas totales de
energía ascendieron a 29,566 GWh en el año 2010, de los cuales 18,194 GWh
corresponden a las ventas de las empresas distribuidoras y el resto, es decir 11,372
GWh corresponden a las ventas de las empresas de generación a clientes libres. En
el mercado eléctrico operan 21 empresas distribuidoras privadas y estatales, donde
resaltan las dos empresas distribuidoras que atienden la concesión de Lima
(Edelnor y Luz del Sur) que tienen una participación del 39.5% de los clientes y 63%
de las ventas totales a nivel país. Nótese que en el resto del país la situación es
inversa, más clientes y menos volumen de ventas, como se muestra en el Cuadro
N° 1.6.1.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 240
Cuadro N° 1.6.1: Ventas de Energía de Empresas Dist ribuidoras – Año 2010
(GWh)
Fuente: OSINERGMIN Anuario Estadístico 2010.
De estas 21 empresas de distribución, las dos principales están en Lima, por otro
lado, a nivel de áreas operativas la mayor demanda de energía se concentra en
Área Centro, como se observa en la Gráfico N° 1.6.5.
Gráfico N° 1.6.5: Ventas de Energía de Empresas Dis tribuidoras por Áreas
– 2010 (GWh)
Centro
Sur
Norte
Total
Libre
1,543
134
86
1,763
10%
Regulado
12,178
1,563
2,689
16,431
90%
Total
13,721
1,697
2,776
18,194
Ventas de Energía de Distribuidoras
Año 2010
75%
9%
15%
Norte 2,776
15%
Libre
Regulado Total
Sur 1,697 , 12178.452
1542.881
13721.333
9%
133.857
1563.316
1697.173
86.374
2689.197
2775.571
1763.112 16430.965 18194.077
Centro
Sur
Centro
13,721 76%
Norte
Fuente: OSINERGMIN, Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 241
De acuerdo a lo antes descrito, se confirma que el suministro de energía tanto en el
mercado de las distribuidoras como de los clientes libres se concentra en el área
Centro, en cambio los proyectos de energía limpias, como las hidroeléctricas y las
RER, se encuentran en zonas alejadas de los centros de consumo, lo que debe
tenerse en cuenta para el planeamiento de la parte de transmisión.
1.6.1.2.
Factores Clave para Elección de la NUMES
Los factores clave que deben ser considerados para la elección de la NUMES y los
problemas, barredas y desafíos presentes se indican en el Cuadro N° 1.6.2.
Cuadro N° 1.6.2: Temas/Desafíos
Factores Clave
1.
Planificación integral
entre subsectores de la
energía y vinculación
con EAE.
Problema / Barrera / Desafío
• No existe un planeamiento integral entre los subsectores. Abordar
interfaz gas / electricidad requiere planificar gasoductos y líneas
de transmisión.
• Integrar la evaluación técnico-económica con la socioambiental a
través de la EAE de la NUMES OBJETIVO como instrumento de
planificación del suministro energético.
• La diferencia entre las tarifas en barra y los costos marginales en
el SEIN, por el precio local del gas natural.
• Falta de incentivos de las empresas generadoras para firmar
Contratos de Suministro con Distribuidoras.
• Mayor preponderancia de los precios de las licitaciones en la
determinación de los precios regulados a cliente final.
• El desafío es buscar el mecanismo que la Tarifa de Barra de
OSINERGMIN refleje el costo marginal del sistema y permita el
desarrollo de hidroeléctricas.
• Desarrollo coordinado de infraestructura de transmisión eléctrica y
transporte de gas natural.
• Aumentar en el largo plazo la estructura hidro-térmico
aprovechando la disponibilidad de recursos hídricos y los
procesos licitatorios en marcha.
2.
Establecimiento de
precios para el
desarrollo sostenido de
la generación de
electricidad.
3.
Diversificación de la
estructura de
generación.
4.
Adecuada valoración del
costo de oportunidad de • El precio del gas debe reflejar su real valor económico y el costo
los energéticos para la
de oportunidad, promoviendo la competencia entre las dos
generación de
tecnologías de generación disponibles.
electricidad.
• Identificar criterios para priorizar acciones del Gobierno.
Desarrollo integrado de • Medidas para ejecución de proyectos-gasoductos regionales,
fuentes energéticas.
líneas de transmisión y térmicas a gas.
• Incentivos regulatorios para alcanzar los objetivos del Plan.
5.
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Pág. 242
1.6.1.2.1. Planes/Programas de la NUMES para Abordar Factores Clave
Cuadro N° 1.6.3: Planes e Instrumentos/Acciones
Factores Clave
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Acción
•
1. Planificación
integral entre
subsectores de la
energía y
vinculación con
EAE.
2. Establecimiento
de precios para el
desarrollo
sostenido de la
generación de
electricidad.
Plan integral de
NUMES OBJETIVO y
•
EAE como
•
instrumentos de
planificación energética
Programa para
perfeccionar el
mecanismo de
subastas de proyectos
de generación
eléctrica.
•
Revisión del marco regulatorio.
•
Profundizar el conocimiento
del
potencial hidroeléctrico, eólico, solar
geotérmico y biomasa.
Identificación de proyectos y desarrollo
de estudios preliminares incluyendo
evaluación de impacto ambiental.
Formulación de cartera de proyectos
prioritarios.
Evaluación del costo de oportunidad de
los energéticos para la generación de
electricidad.
Expansión de la transmisión del SEIN
para apoyar la oferta de generación de
electricidad con recursos renovables y
gas natural.
Planificación
coordinada
de
la
infraestructura del transporte de gas y
de la infraestructura de generación y
transmisión de energía eléctrica para
optimizar el uso de dicho energético.
Ampliación del SEIN para integrar a
sistemas aislados.
Desarrollo de proyectos de electrificación
rural para usos productivos que incluyan
ampliación de líneas de transmisión
desde sistemas existentes y proyectos
de generación aislada con energías
renovables.
Programa para mejorar
el conocimiento de los •
3. Diversificación de recursos energéticos
la estructura de
para generación
Generación.
eléctrica
•
•
•
4. Desarrollo
integrado de
fuentes
energéticas
Programas de
expansión de la
infraestructura de
transporte de gas
natural y energía
eléctrica coordinados.
•
•
Programa de
5. Alcanzar la
integración de
cobertura total del
sistemas aislados al
suministro de
SEIN.
energía eléctrica a
Programa de
toda la población.
electrificación rural
Plan con una estructura de generación
de energía eléctrica con fuentes
renovables (hidro y RER) y no
renovables (gas, combustibles) con %
deseables y su evolución en el tiempo.
Incluir eficiencia energética.
Plan nacional de infraestructuras de
evacuación de energías (gasoductos y
líneas de transmisión eléctrica). EAE del
Plan de la NUMES OBJETIVO.
•
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 243
Factores Clave
6. Integración
Regional.
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Acción
•
Programa de
Integración Regional
•
Evaluación de proyectos de integración
regional.
Perfeccionamiento del marco regulatorio.
Fuente: Elaboración propia.
1.6.1.2.2. Proyección de la Demanda
En relación al componente de demanda, la proyección para el SEIN se realizó
disgregando en dos grandes tipos de carga: “Cargas vegetativas”, que
corresponden mayormente a las cargas que conforman el mercado regulado y
“Cargas Mayores” o grandes consumidores que conforman el mercado libre.
En el Gráfico N° 1.6.6, se presentan los resultados de la s proyecciones de demanda
de potencia y energía para cada uno de los futuros representativos que han sido
formulados para la obtención de la NUMES OBJETIVO:
Gráfico N° 1.6.6: Proyecciones de Demanda de Potenc ia y Energía para los
Futuros F1, F2 y F3
Fuente: Elaboración propia.
Como se observa en los Gráficos mostrados, en el futuro base F1 la demanda de
potencia al final del horizonte se estima en 19,132 MW con un consumo anual para
dicho año de 140,718 GWh con un factor de carga de 84%.
La demanda para los futuros F2 y F3, correspondientes a demandas optimistas y
conservadoras, tienen una diferencia de 31% y -24%, respectivamente en relación al
F1, la cobertura de dichas demandas serían con diferentes tipos de proyectos de
generación.
Asimismo, a efectos de realizar análisis por área energética, a continuación se
muestra la configuración adoptada por áreas geográficas:
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 244
•
•
•
Área Norte: Que incluye a los departamentos ubicados al norte de
Lima; es decir, Ancash, Trujillo, Lambayeque, Piura, Tumbes,
Cajamarca, San Martín y Amazonas.
Área Centro: Que incluye a Lima, Ica, Ayacucho, Huánuco, Cerro de
Pasco, Junín y Huancavelica, siendo el principal centro de demanda.
Área Sur: Que incluye a los departamentos ubicados al Sur de Lima,
es decir Arequipa, Moquegua, Tacna, Cusco, y Madre de Dios.
Ver Gráfico Nº 1.6.7.
Gráfico N° 1.6.7: Sistema Interconectado Nacional ( SEIN)
Fuente: MEM.
El año base para las proyecciones corresponde al año 2010, cuyas estadísticas
muestran los siguientes valores:
Máxima Demanda:
4,596 MW
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Producción anual de energía:
33,450 GWh
Potencia Efectiva en plantas de generación:
6,463 MW
Estructura de oferta: 48% hidro, 41% gas natural, Diesel 9% y
carbón 2%.
Se prevé que los proyectos de generación a promoverse con la NUMES permitan
alcanzar un nivel de reserva del orden de 25-35%, que estará conformada con
plantas térmicas basadas en gas natural y duales.
Bajo esta premisa en el Estudio se evalúan los diferentes componentes que
conformarán el balance de potencia y energía eléctrica, relacionados a las
expectativas del horizonte de planeamiento 2010-2040 y que corresponde a cada
uno de los Futuros y Planes previamente formulados para su evaluación. Asimismo,
se describen los criterios aplicados y resultados obtenidos para el plan de
equipamiento del Plan 19 que corresponde a la NUMES OBJETIVO.
El Plan 19 tiene como objetivo alcanzar una estructura de oferta de
largo plazo conformada por 40% de oferta hidroeléctrica, 40% de oferta
con plantas térmicas a gas natural y 20% con recursos de energías
renovables.
Tanto la demanda como la oferta y los balances correspondientes se
clasifican y se organizan por las áreas operativas de modo que sea útil
para la formulación del Plan de Transmisión.
1.6.1.3.
Recursos Primarios para la Generación de Electricidad
1.6.1.3.1. Disponibilidad de Recursos
El Perú dispone de reservas energéticas renovables y no renovables, de estas
últimas se destaca el gas natural y sus líquidos, aunque también se dispone de
petróleo y carbón mineral. El ingreso del gas natural procedente de Camisea a la
matriz energética se dio a partir de agosto de 2004, esta fuente de energía es
utilizada actualmente en la generación de energía eléctrica y como combustible en
los sectores transporte, industrial y residencial (MEM, 2009).
Camisea es el mayor yacimiento de gas natural en explotación en el país, está
ubicado en la zona del bajo Urubamba, Distrito de Echarate, Provincia de La
Convención, en la Región Cusco, conforme se muestra en el Gráfico Nº 1.6.8.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 246
Gráfico N° 1.6.8: Ubicación del Yacimiento de Camis ea y Sistema de
Transporte del Gas Natural y Líquidos
Fuente: PLUSPETROL, 2011.
Las reservas probadas “in situ” son de 11.7 TCF (trillones de pies cúbicos), y las
probables se estiman en 10 TCF, conforme al Libro de Reservas 2010 del MEM.
En lo que respecta al potencial energético renovable y según la información
difundida por el MEM, en el país existe un importante potencial hidroeléctrico técnico
estimado en cerca de 70,000 MW del cual sólo se está aprovechando cerca del 5%;
(MEM, 2011).
Si de dicho potencial sólo se consideran aquellos que tienen un costo de generación
menor a 75 US$/MWh, el potencial alcanza los 19,076 MW del Potencial Técnico
nacional. El costo de inversión de estos proyectos se ubica en el rango de 1,200
US$/MW a 1,500 US$/MW y el costo de generación es el rango de 30 US$/MWh a
75 US$/MWh.
Por otro lado, el potencial de energía eólica se estima en 20,000 MW y en cuanto a
energía solar según el Atlas de Energía Solar del Perú indica niveles entre 6.0 a 6.5
kWh/m2 de radiación solar anual en la Costa, de 5.5 a 6.0 kWh/m2 en la Sierra y en
la Selva de 4.5 a 5.0 kWh/m2 (MEM, 2011); sin embargo, el aprovechamiento de
energía solar y eólica se inicia recientemente con la instalación de cuatro proyectos
de energía solar con una capacidad total de 96 MW y tres bosques eólicos con una
capacidad total de 232 MW.
Respecto a la biomasa, se estima una oferta total de recursos biomásicos
disponibles en el país para la producción de energía de 272 millones de toneladas
métricas anuales, de los cuales 256 millones de toneladas métricas corresponden a
la productividad media de los bosques (naturales y plantaciones) y 16 millones de
toneladas métricas de biomasa provenientes de otras fuentes como los residuos en
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 247
el campo de los cultivos de maíz, arroz, caña de azúcar, algodón, espárragos y olivo
(FAO, 2010).
En cuanto a geotermia, el Perú posee un gran potencial geotérmico el cual aún no
es completamente conocido, por la ausencia de estudios de reconocimiento y
exploración donde se integre adecuadamente información geológica-estructural,
geoquímica y geofísica. Recientemente el Instituto Nacional de Geología, Minero
Metalúrgico - INGEMMET actualizó el Mapa Geotérmico del país, el cual ha
consistido principalmente en la redefinición de los límites de las regiones
geotermales así como en la ubicación de las más de 400 manifestaciones termales
distribuidas en el territorio nacional.
A partir de dicha actualización se identificaron seis principales regiones geotérmicas
las cuales son: (i) Cajamarca - Libertad; (ii) Callejón de Huaylas; (iii) Churín; (iv)
Central; (v) Eje Volcánico Sur; y (vi) Cusco - Puno. (INGEMMET, 2011) Por otro
lado, el MEM ha otorgado autorizaciones para realizar estudios básicos en diecisiete
campos ubicados en los departamentos de Arequipa, Ancash, Ayacucho,
Moquegua, Puno y Tacna, que de tener resultados favorables se ejecutarán
perforaciones profundas para realizar los estudios de factibilidad correspondientes.
Recientemente el Ministerio de Energía y Minas con el apoyo de la Agencia de
Cooperación Internacional del Japón (JICA) ha elaborado el plan maestro para el
desarrollo de la energía geotérmica en el Perú, donde se indica que el potencial de
recursos geotérmicos asciende a 2,860 MWe repartidos en campos geotérmicos
que están localizados mayoritariamente en la zona sur del Perú
En el Cuadro N° 1.6.4, se presenta el potencial energ ético renovable que sustentará
los programas de expansión de generación eléctrica en base a dichos recursos.
Cuadro N° 1.6.4: Perú: Potencial Energético Renovab le
Sector
Económico
Potencial
Aprovechable
(MW)
Hidráulico
70,000 (c)
Eólico
22,000 (d)
Solar (e)
Costa
Sierra
Selva
Biomasa
Geotérmica
Capacidad
Utilizada
(MW)
3,098 (a)
283 (b)
232(a(b)
96(a(b)
6.0 a 6.5 kWh/m2
5.5 a 6.0 kWh/m2
4.5 a 5.0 kWh/m2
272 MM Ton (f)
2,860(g)
31.0 (b)
0
Fuente: Elaboración propia.
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Pág. 248
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
(g)
No incluye los proyectos en ejecución.
Proyectos eléctricos RER, entrarán en operación en operación
comercial en el periodo 2012 - 2013.
Fuente: MEM, 2011. Plan Referencia de Electricidad 2009 – DGE.
Fuente: MEM, 2008. Mapa Eólico del Perú - Atlas Eólico.
Fuente: MEM, 2003. Atlas de Energía Solar del Perú.
Fuente: FAO, 2010.
Fuente: MEM, 2011. Informe Plan Maestro de Geotermia
Incluyendo los recursos energéticos no renovables que dispone el país, se ha
determinado que las reservas probadas de energía comercial al 31 de diciembre de
2010, fueron aproximadamente 26,879,194 TJ, de los cuales el 45.4% corresponden
a gas natural, 13.0% a líquidos de gas natural, 12.5% a petróleo crudo, 22.2% a
hidroenergía, 4.1% a carbón mineral y 2.8% a uranio (MEM, 2010). Ver Gráfico N°
1.6.9.
Gráfico N° 1.6.9: Reservas Probadas de Energía Come rcial (2010)
Fuente: BNE 2010 – MEM.
1.6.1.3.2. Proyectos de Generación Hidroeléctrica y RER
Como se ha mencionado en el numeral anterior respecto a la disponibilidad de
recursos renovables, aunado a su localización distribuida en todo el ámbito nacional,
será posible estructurar una matriz energética diversificada con una capacidad de
generación que permita el equilibrio entre la oferta y la demanda de cada área, de
modo que la componente de transmisión brinde la seguridad de suministro entre
áreas aprovechando la complementariedad hidrológica entre las diversas cuencas
que abastecen a las hidroeléctricas, así como mitigue el riesgo de volatilidad de
generación de los recursos RER como eólicos y solares.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 249
En el Cuadro N° 1.6.5, se presenta la lista de proyecto s hidroeléctricos considerados
en la elaboración de la NUMES OBJETIVO, cabe resaltar que para los proyectos a
largo plazo las potencias dependerán de la evaluación de cada proyecto en
particular.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 250
Cuadro N° 1.6.5: Proyectos de Centrales Hidroeléctr icas
Año
2012
Proyectos Hidroeléctricos
F1
F2
F3
F4
F5
Machupicchu
89
89
89
89
89
Ángel
60
60
60
60
60
Carhuac
20
20
20
20
20
Carpapata III
13
13
13
13
13
Centauro I
12
12
12
12
12
Chancay
19
19
19
19
19
Curibamba
202
202
202
202
202
Huasahuasi
16
16
16
16
16
Las Pizarras
18
18
18
18
18
Naranjos II
7
7
7
7
7
Nvo Imperial
4
4
4
4
4
Pias I
13
13
13
13
13
Shima
5
5
5
5
5
Tingo
9
9
9
9
9
487
487
487
487
487
Huanza
81
81
81
81
81
Machupicchu Ampliación
100
100
100
100
100
Centauro III
12
12
12
12
12
Manta
18
18
18
18
18
Sub Total 1
2013
Viroc
2014
12
12
12
12
12
Sub Total 2
223
223
223
223
223
CH Sta Teresa
72
72
0
72
72
Cheves
168
168
168
168
168
Quitaracsa
112
112
115
112
112
Ayna
20
20
20
20
20
Olmos
120
120
120
120
120
492
492
423
492
492
Añasmayo
20
20
20
20
20
Angels
20
20
20
20
20
Aricota III
20
20
20
20
20
Arma II
25
25
25
25
25
Sub Total 3
2015
Potencia (MW)
Berta 1
20
20
20
20
20
Huangre
20
20
20
20
20
Lluta II
60
60
60
60
60
SanGabanI
150
150
150
150
150
SanGabanIII
187
187
0
187
187
TamboGrande
3
3
3
3
3
Tarucani
49
49
49
49
49
Tuscay
7
7
7
7
7
581
581
394
581
581
Sub Total 4
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 251
Año
Proyectos Hidroeléctricos
Cerro Aguila
Chaglla
2016
Pucara
La Virgen
Tambo II
Sub Total 5
Chaglla Ampliación
Olmos II
2017
Pelagatos
Tambo I
Sub Total 6
Veracruz
Lluta I
Paquitzapang
Lluclla
Molloco
2020 - 2040
La Guitarra
Sta Rita
San Gaban IV
Inambari
CHADIN
Sub Total 7
Total Hidroeléctricas
F1
378
211
148
65
9
811
139
120
25
54
338
0
214
0
236
301
220
255
0
2000
524
3,750
6,682
F2
378
211
148
65
9
811
139
120
25
54
338
732
214
2000
236
301
220
0
339
2000
524
6,566
9,498
Potencia (MW)
F3
0
350
0
65
9
424
0
0
25
54
79
732
0
0
236
301
220
0
339
0
0
1,828
3,858
F4
378
211
148
65
9
811
139
120
25
54
338
0
214
0
236
301
220
255
0
2000
524
3,750
6,682
F5
378
211
148
65
9
811
139
120
25
54
338
0
214
0
236
301
220
255
0
2000
524
3,750
6,682
Fuente: Elaboración propia.
Cabe destacar que, del listado anterior se tienen confirmados los proyectos hasta el
año 2014 en la medida que la gran mayoría de los mismos ya se encuentran
comprometidos al haber sido adjudicados en las subastas de energía donde se les
garantizaba la compra de la energía que generan a un precio definido en cada
subasta.
Dada la importancia de los recursos hidroeléctricos en la matriz energética, en los
Gráfico N° 1.6.10 y Gráfico N° 1.6.11 se muestra la capa cidad existente y la
capacidad de los nuevos proyectos incluidos para cubrir la demanda en el horizonte
evaluado.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 252
Gráfico N° 1.6.10: Capacidad Hidroeléctrica Existen te y Proyectada
(MW)
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
Norte
Centro
F-2
Sur
Existente
Fuente: Elaboración propia.
Gráfico N° 1.6.11: Capacidad Hidroeléctrica Proyect ada por Áreas
(MW)
Fuente: Elaboración propia.
De estos gráficos se observa que actualmente hay una concentración del recurso
hidroeléctrico en el área centro, con una participación muy baja en las áreas Norte y
Sur, en cuyo caso se hace imprescindible un sistema de transmisión que permita el
suministro de energía del área exportadora.
Con la proyección distribuida de este recurso como se plantea para el horizonte de
análisis se espera una adecuada distribución geográfica en la localización de las
plantas hidroeléctricas de modo que haya suficiente capacidad en cada área, con lo
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 253
cual los sistemas de transmisión servirían como elementos que no sólo permitan el
despacho del área superavitaria o exportadora, sino también aprovechar la
complementariedad hidrológica inter-áreas,
Del mismo modo en el Cuadro N° 1.6.6 se presenta la lista de proyectos RER
eólicos considerados en la elaboración de la NUMES OBJETIVO.
Cuadro N° 1.6.6: Proyectos de Centrales Eólicas
Año
Proyectos Eólicos
Cuspinique
Marcona
Talara
2012 - 2020
Expansión Eólica I
Expansión Eólica II
Expansión Eólica III
Sub Total 1
Expansión Eólica I
2021 - 2030 Expansión Eólica II
Expansión Eólica III
Sub Total 2
Expansión Eólica I
2031 - 2040 Expansión Eólica II
Expansión Eólica III
Sub Total 3
Total Eólicos
F1
80
32
30
150
150
150
592
100
100
100
300
150
150
150
450
1,342
F2
80
32
30
210
210
210
772
140
140
140
420
210
210
210
630
1,822
Potencia (MW)
F3
80
32
30
112.5
112.5
112.5
479.5
75
75
75
225
112
112
112
336
1,040.5
F4
80
32
30
150
150
150
592
100
100
100
300
150
150
150
450
1,342
F5
80
32
30
150
150
150
592
100
100
100
300
150
150
150
450
1,342
Fuente: Elaboración propia.
Del listado anterior se incluyen los tres primeros proyectos, que se encuentran
comprometidos al haber sido adjudicados en las subastas de energía donde se les
garantiza la compra de la energía que generan a un precio definido en cada
subasta.
El resto de los proyectos ha sido estimado en forma conservadora, dado el potencial
identificado para este recurso, alcanzando una proyección de capacidad de 1,822
MW para el Futuro F-2 de mayor exigencia en capacidad instalada, en tanto que
para el caso base F-1 la capacidad proyectada es de 1,342 MW.
En el Cuadro N° 1.6.7, se presenta la lista de proyect os RER del tipo solar
considerado en la elaboración de la NUMES OBJETIVO.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 254
Cuadro N° 1.6.7: Proyectos de Centrales Solares
Año
Proyectos Solares
Potencia (MW)
F1
F2
F3
F4
F5
Solar Panamericana
20
20
20
20
20
Solar Majes
20
20
20
20
20
Solar Repartición
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
2012 - 2020 Solar Tacna
Expansión Solar I
20
25
15
20
20
Expansión Solar II
20
25
15
20
20
Expansión Solar III
Sub Total 1
20
25
15
20
20
140
155
125
140
140
Expansión Solar I
60
75
45
60
60
2021 - 2030 Expansión Solar II
20
25
15
20
20
Expansión Solar III
60
75
45
60
60
140
175
105
140
140
40
50
30
40
40
Sub Total 2
Expansión Solar I
2031 - 2040 Expansión Solar II
0
0
0
0
0
Expansión Solar III
40
50
30
40
40
Sub Total 3
80
100
60
80
80
Total Solar
360
430
290
360
360
Fuente: Elaboración propia.
Del listado anterior se incluyen los cuatro primeros proyectos de energía solar con
una capacidad total de 80 MW, en la medida que ya se encuentran comprometidos
al haber sido adjudicados en las subastas de energía donde se les garantizaba la
compra de su energía a un precio definido en cada subasta.
El resto de los proyectos ha sido estimado en forma conservadora, dado el potencial
identificado para este recurso, alcanzando una proyección de capacidad de 430 MW
para el Futuro F-2 de mayor exigencia en capacidad instalada, en tanto que para el
caso base F-1 la capacidad proyectada es de 360 MW.
1.6.1.3.3. Proyectos de Generación Térmica y RER (Biomasa y Geotermia)
A efectos de contar con una matriz energética diversificada, en este estudio también
se ha proyectado aprovechar las ventajas por seguridad de suministro, que es una
bondad de la generación térmica, formada por proyectos convencionales de gas
natural en ciclo combinado y complementada con recursos renovables como las
plantas de biomasa y geotérmicas, estás últimas localizadas en el área Sur.
En el Cuadro N° 1.6.8, se presenta la lista de proyecto s térmicos a gas natural del
tipo convencional considerados en la elaboración de la NUMES OBJETIVO,
resaltando que para los proyectos a largo plazo las potencias dependerán de la
evaluación de cada proyecto en particular.
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Cuadro N° 1.6.8: Centrales Térmicas – Existentes y Nuevas
Año
Proyectos Termicos
F1
F2
Potencia (MW)
F3
F4
F5
Centrales a GN en Operación - al 2010
Empresas del Estado
ENDESA
Duke Energy
Suez Energy
Kallpa
Otros Privados
Subtotal en Operación
101
1,035
374
536
566
29
2,641
101
1,035
374
536
566
29
2,641
101
1,035
374
536
566
29
2,641
101
1,035
374
536
566
29
2,641
101
1,035
374
536
566
29
2,641
268
293
525
1,086
268
293
525
1,086
268
293
525
1,086
268
293
525
1,086
268
293
525
1,086
197
136
200
260
793
1,250
1,250
1,200
1,337
1,500
1,450
1,250
1,500
1,450
12,187
12,980
197
136
200
167
700
500
500
500
420
750
650
500
750
250
4,820
5,520
197
136
200
167
700
750
750
750
720
1,050
850
800
1,050
550
7,270
7,970
197
136
200
167
700
750
750
750
720
1,050
850
800
1,050
550
7,270
7,970
Proyectos en Construcción
Suez Energy
2011-2014 Kallpa
Fenix Power
Subtotal en Construcción
NUEVA CAPACIDAD DE GENERACIÓN CON GAS NATURAL
Proyectos Nuevos - Plan NUMES
Sto. Domingo de los Olleros
C.T. Nueva Esperanza
2015-2020 C.T. Quillabamba
Expansión Sur
Subtotal Nuevos 1
Expansion Centro I
Expansion Centro II
Expansion Centro III
Expansion Norte I
2021-2040 Expansion Norte II
Expansion Norte III
Expansion Sur I
Expansion Sur II
Expansion Sur III
Subtotal Nuevos 2
Total Térmicos Nuevos
197
136
200
167
700
750
750
750
720
1,050
850
800
1,050
550
7,270
7,970
Fuente: Elaboración propia.
Del listado anterior se tienen confirmados los proyectos de las empresas Kallpa,
Enersur y Fenix los mismos que prevén el cierre de ciclos abiertos a ciclo
combinado, en la medida que ya se encuentran comprometidos al haber sido
adjudicados en las subastas de energía donde se les garantiza un precio por
energía.
La nueva capacidad del resto de proyectos a gas natural ha sido estimada
considerando la necesidad de disponer de reserva de generación y en la medida
que el precio de la energía haga atractiva la implementación de proyectos de ciclo
combinado, proyectándose una capacidad de 12,980 MW para el Futuro F-2 de
mayor exigencia en capacidad instalada, en tanto que para el caso base F-1 la
capacidad proyectada es de 7,970 MW.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 256
En el Cuadro N° 1.6.9 se presenta la lista de proyectos geotérmicos considerados
en la elaboración de la NUMES OBJETIVO, resaltando que para los proyectos a
largo plazo las potencias dependerán de la evaluación de cada proyecto en
particular.
Cuadro N° 1.6.9: Proyectos de Centrales Geotérmicas
Año
Proyectos Geotérmicos
Expansión Geotérmica I
2021 - 2030 Expansión Geotérmica II
Expansión Geotérmica III
Sub Total 1
Expansión Geotérmica I
2031 -2040 Expansión Geotérmica II
Expansión Geotérmica III
Sub Total 2
Total Geotérmicos
F1
350
160
500
1,010
150
90
250
490
1,500
F2
490
224
700
1,414
210
126
350
686
2,100
Potencia (MW)
F3
280
128
400
808
120
72
200
392
1,200
F4
350
160
500
1,010
150
90
250
490
1,500
F5
350
160
500
1,010
150
90
250
490
1,500
Fuente: Elaboración propia.
El listado anterior se ha obtenido de los estudios básicos de potencial geotérmico,
previéndose que se concretarían en el horizonte de evaluación proyectado.
En el Cuadro N° 1.6.10, se presenta la lista de proyect os térmicos con biomasa
considerados en la elaboración de la NUMES OBJETIVO, resaltando que para los
proyectos a largo plazo las potencias dependerán de la evaluación de cada proyecto
en particular.
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Cuadro N° 1.6.10: Proyectos de Generación con Bioma sa
Año
Proyectos Biomasa
Maple Etanol
Huaylocoro
2012 -2020 Expansión Biomasa I
Potencia (MW)
F1
F2
F3
F4
F5
38
38
38
38
38
5
5
5
5
5
80
80
80
80
80
Expansión Biomasa II
80
80
80
80
80
Expansión Biomasa III
80
80
80
80
80
283
283
283
283
283
80
80
80
80
80
Sub Total 1
Expansión Biomasa I
2021 - 2030 Expansión Biomasa II
80
80
80
80
80
Expansión Biomasa III
80
80
80
80
80
240
240
240
240
240
40
40
40
40
40
Sub Total 2
Expansión Biomasa I
2031- 2040 Expansión Biomasa II
40
40
40
40
40
Expansión Biomasa III
20
20
20
20
20
Sub Total 3
100
100
100
100
100
Total Biomasa
623
623
623
623
623
Fuente: Elaboración propia.
Del listado anterior se tienen confirmados los dos primeros proyectos que totalizan
43 MW y que se encuentran comprometidos al haber sido adjudicados en las
subastas de energía donde se les garantizaba un precio por energía.
El resto de los proyectos ha sido estimado en forma conservadora, dado el potencial
disponible con una proyección de capacidad de 623 MW para los futuros evaluados.
1.6.1.3.4. Costos Estimados de Inversión en Generación de Energía
Conocida la demanda, que se presenta en el numeral I.6.1.2.2, se formula el plan
de equipamiento que se obtiene en función al criterio de alcanzar la NUMES
OBJETIVO con la estructura de participación previamente definida.
La lista de proyectos considerados en el presente estudio corresponde a las
diferentes tecnologías de generación, de las cuales la mayor parte son proyectos
que cuentan con estudios en desarrollo, con excepción de los proyectos renovables
para el largo plazo:
Centrales hidroeléctricas con concesiones definitivas, temporales y sin
concesión o autorización.
Grandes centrales hidroeléctricas en la zona Oriente y Norte.
Centrales con energía renovable, agrupadas por el tipo de tecnología,
solar, eólica, biomasa y geotérmica.
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Pág. 258
Centrales térmicas, de acuerdo al desarrollo de los ductos de gas
natural.
Plan de obras de transmisión comprometidas en el corto plazo.
En la elaboración del programa de obras de generación se ha utilizado la
información de las siguientes fuentes:
Los estudios de pre operatividad aprobados por el COES de ciertos
proyectos de generación.
Información de las subastas de suministros de electricidad con
recursos energéticos renovables publicada en el Portal de Internet del
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería OSINERGMIN.
Información de los proyectos de generación de reserva fría publicada
en el portal web de PROINVERSION.
Información disponible en el portal web del MEM acerca de los
proyectos de generación que cuentan con concesiones definitivas,
temporales y autorizaciones.
Para evaluar la inclusión de cada uno de los proyectos de generación se han
tomado los criterios de costos de inversión para las tecnologías disponibles, que se
presentan en el Cuadro N° 1.6.11.
Cuadro N° 1.6.11: Costos de Inversión Unitarios de Generación – Por
Tecnologías y Tamaño
Hidroeléctricas
US$/kW
Termoeléctricas
US$/kW
Eólicas
US$/kW
0 a 100 MW
2,000
0 a 100 MW
800
0 a 50 MW
2,500
100 a 500 MW
1,600
100 a 500 MW
700
50 a 100 MW
2,300
500 a 1,000 MW
1,400
500 a 1,000 MW
600
100 a 200 MW
2,200
1,000 a 3,000 MW
1,200
1,000 a 2,000 MW
500
Mayores a 200 MW
2,000
US$/kW
Biomasa
US$/kW
Solares
US$/kW
Geotérmicas
0 a 20 MW
3,000
0 a 20 MW
2,500
0 a 20 MW
2,500
20 a 40 MW
2,900
20 a 40 MW
2,300
20 a 40 MW
2,300
40 a 100 MW
2,800
40 a 100 MW
2,200
40 a 100 MW
2,200
Mayores a 100 MW
2,600
Mayores a 100 MW
2,000
Mayores a 100 MW
2,000
Fuente: DOE y datos de proyectos ejecutados. Elaboración propia.
Con los costos indicados se han elaborado las proyecciones de ingreso de plantas
de generación para la cobertura de la demanda, las que se muestran en el Gráfico
N° 1.6.12 para los tres futuros evaluados.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 259
Gráfico N° 1.6.12: Proyecciones de Oferta de Capaci dad en el SEIN para los
Futuros F1, F2 y F3 Periodo 2011 - 2040 (MW)
Fuente: Elaboración propia.
En el Gráfico anterior se observa que bajo las premisas del futuro base F1 la oferta
total de generación debiera ser de 24,915 MW de potencia instalada al final del
horizonte año 2040, con lo cual se estima contar con un nivel de reserva de 30%,
margen considerado razonable dado que se tendrían dentro de dicha estructura
plantas basadas en energías renovables.
La oferta de capacidad proyectada para los futuros F2 y F3, correspondientes a
demandas optimistas y conservadoras tienen un diferencial de 36 y -24%
respectivamente en relación al F1, con lo cual se puede observar que dichas
diferencias son similares a las diferencias en demanda.
En cuanto a los márgenes de reserva que se obtendrían para los futuros F2 y F3
serían de 34 y 30%, respectivamente.
Dada la importancia de la localización y tecnología de los recursos de generación
para la NUMES OBJETIVO, en el Cuadro N° 1.6.12 se mue stran las capacidades de
generación requeridas por el sistema en años representativos del horizonte de
planeamiento.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 260
Cuadro N° 1.6.12: Localización y Tecnología de los Recursos de Generación
Futuro 1, Plan 19 – 2012 – 2040
Centro
Norte
Sur
Total
2012
MW
%
4,478
69.00%
618
9.52%
1,394
21.48%
6,490 100.00%
2015
MW
%
5,668
66.66%
717
8.43%
2,118
24.91%
8,503 100.00%
2020
MW
%
6,532
60.09%
1,053
9.69%
3,286
30.22%
10,871 100.00%
2030
MW
%
10,742
60.65%
1,877
10.60%
5,093
28.75%
17,712 100.00%
2040
MW
%
14,568
58.47%
3,197
12.83%
7,150
28.70%
24,915 100.00%
Hidro
Térmica
RER
Total
2012
MW
%
3,497
53.88%
2,751
42.39%
242
3.73%
6,490 100.00%
2015
MW
%
4,792
56.36%
3,494
41.09%
216
2.55%
8,502 100.00%
2020
MW
%
6,692
61.56%
3,638
33.47%
542
4.97%
10,872 100.00%
2030
MW
%
9,171
51.78%
7,108
40.13%
1,432
8.09%
17,711 100.00%
2040
MW
%
9,696
38.92%
11,379
45.67%
3,840
15.41%
24,915 100.00%
Fuente: Elaboración propia.
De estas proyecciones de capacidad de generación, se observa que a nivel de
áreas tendrían variaciones en su localización, así al 2012 se tiene que el Centro
concentraría la capacidad con 69% y las áreas Norte y Sur participarían con el
9.52% y 21.48%, respectivamente, en tanto que al final de horizonte proyectado la
oferta área Sur se incrementaría significativamente alcanzando una participación
porcentual de 28.7% y las áreas Centro y Norte reducirían ligeramente su
participación porcentual a 58.47% y 12.83% en términos de capacidad instalada.
En términos de tecnología, por el criterio planteado de alcanzar una NUMES
OBJETIVO, las capacidades a nivel de tecnologías tendrían variaciones
representativas, así al 2012 se tiene que las hidro y las térmicas concentran la
mayor parte porcentual de capacidad con 53.88% y 42.39%, respectivamente.
En cambio las renovables sólo participan con el 3.73%, por ello al final de horizonte
proyectado se plantea revertirlo hasta que la oferta de capacidad de las renovables
alcancen una participación porcentual de 15.41%, las hidro 38.92% y las plantas a
gas natural tengan una participación de 45.67%, con lo cual se tendría una
seguridad de abastecimiento, dada la posibilidad de operación dual en previsión de
años secos que podrían afectar a las plantas hidroeléctricas.
Por otro lado, la mayor participación de la capacidad térmica en comparación con la
hidroeléctrica se debe a que se considera como margen de reserva un valor de 30%
que se proyecta ser cubierto con plantas térmicas.
1.6.1.4.
Plan de Transmisión
En el país conforme a la Ley de Generación Eficiente el COES tiene a su cargo,
entre otras responsabilidades y funciones de interés público, la tarea de elaborar la
propuesta del Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio. Así, para
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 261
los sistemas de transmisión, tanto los pertenecientes al SGT y SCT como los
nuevos proyectos a futuro, se debe cumplir lo establecido en el Reglamento de
Transmisión emitido por el MEM con DS 027-2007-EM, al amparo de la Ley de
Generación Eficiente.
El mencionado Plan de Transmisión tiene como objetivos generales:
• La identificación de las obras de transmisión que permitan el abastecimiento
económico y seguro de la energía eléctrica en bloque;
• Promover la competencia entre Agentes del SEIN
• Propiciar el desarrollo armónico de las instalaciones de transmisión
económicamente justificadas;
• Que las instalaciones de transmisión satisfagan los requerimientos de
seguridad y calidad de servicio establecidos en las normas pertinentes;
• Promover la integración de regiones eléctricamente aisladas y la ampliación
de la frontera eléctrica.
Por lo indicado, a diferencia del Plan de Transmisión, en este estudio el objetivo
estratégico es alcanzar un balance oferta/demanda bajo la premisa de definir una
NUMES que diversifique el uso adecuado de los recursos primarios, aplicando
criterios de evaluación ambiental estratégica (EAE). En ese sentido, los aspectos
comunes estarían asociados a la magnitud de demanda y su localización, por lo cual
se han tomado como referencia los proyectos y alternativas de transmisión acorde a
la formulación de los Futuros y Planes de equipamiento con las tecnologías
disponibles de hidroeléctricas, térmicas y RER.
Asimismo, el COES como parte de su función bajo el marco normativo,
periódicamente elabora un informe de diagnóstico de las condiciones operativas del
SEIN, cuyos resultados son tomados como referencia para este estudio en lo
correspondiente al período 2013 - 2022.
Dentro de los aspectos relevantes de dicho estudio se tienen los siguientes:
• El diagnóstico de las condiciones operativas del SEIN desde el punto de vista
energético y eléctrico, para periodos de corto plazo (2013 - 2015) y de largo
plazo (2016 - 2022), ha detectado restricciones o congestiones en el sistema
de transmisión bajo sus distintas hipótesis de demanda, generación e
hidrología.
• En la propuesta definitiva del Primer Plan de Transmisión 2011 – 2020 (PPT)
del COES se formuló el denominado Plan Robusto al 2020 (y un plan
intermedio al año 2016), con las obras de transmisión bajo las incertidumbres
de la demanda, oferta y otras variables.
• Dentro de los mayores problemas identificados por el COES en el análisis del
sistema, están las restricciones de congestión en las líneas que abastecen
energía a la zona de Lima, las que han sido estimadas como incipientes para
el año 2016 en los futuros de demanda optimista, pero que se incrementarían
para el año 2022 acentuándose en los futuros de demanda media.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 262
• Asimismo, en el área Norte se prevén restricciones de capacidad de
transmisión por aumento de demanda al igual que en el área Sur donde se
presentarían restricciones para evacuar la energía de proyectos de
generación que se implementen en dicha área.
En cuanto a los SCT sólo se ha tomado información de las inversiones aprobadas
por OSINERGMIN dentro del Proceso de Fijación de Peajes por el uso de dichos
sistemas.
1.6.1.4.1. Proyectos de Líneas del Sistema Garantizado de Transmisión
En el 2008 se dio inicio a la construcción de una red de 500 kV en el Sistema
Nacional, la cual ha constituido una oportunidad de inversión para el sector privado
mediante el esquema BOOT. Los proyectos concesionados han sido los siguientes:
• Línea de Transmisión en 500 kV Chilca – Zapallal, adjudicada a ISA en
junio de 2008.
• Línea de Transmisión en 500 kV Zapallal – Trujillo, adjudicada a ISA
en noviembre de 2009.
• Línea de Transmisión en 500 kV Chilca – Marcona – Caravelí,
adjudicada a Abengoa en marzo de 2010.
En el Cuadro N° 1.6.13, se muestran los proyectos de t ransmisión que han sido
considerados en el Plan de Transmisión y su implementación está previsto para el
corto plazo.
Cuadro N° 1.6.13: Proyectos de Transmisión Consider ados en Fijación de
Peajes
Fecha
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2012
2013
2013
2013
2014
2014
2014
2014
2014
Proyecto
L.T. 220 kV Trujillo - Guadalupe - Chiclayo de 180
L.T. 500 kV Zapallal - Chimbote - Trujillo y SS.EE.
L.T. 500 kV Mantaro - Caraveli - Montalvo y SS.EE.
L.T. 220 kV Machupicchu - Cotaruse (doble
L.T. 220 kV Piura Oeste - Talara (segundo circuito)
L.T. 220 kV Pomacocha - Carhuamayo y SS.EE.
L.T. 220 kV La Planicie - Los Industriales (doble
L.T. 220 kV Machupicchu - Abancay - Cotaruse
L.T. 220 kV Tintaya-Socabaya (doble circuito) y
L.T. 500 kV Chilca - Marcona - Montalvo y SS.EE.
L.T. 500 kV Trujillo – Chiclayo
L.T. 220 kV Onocora - Tintaya.
L.T. 220 kV Machupicchu - Quencoro - Onocora y
L.T. 220 kV Cajamarca Norte - Caclic y SS.EE.
L.T. 220 kV Caclic - Moyobamba y SS.EE.
Longitud.
km
186.6
530
600
198
103
110
14
198
207
872
180
78.9
200
161
142
Fuente: Fijación Tarifaria 2011 de OSINERGMIN GART.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 263
Cabe resaltar que el Proyecto de L.T. 220 kV Caclic – Intermedia – Iquitos, según la
Resolución Ministerial N° 213-2011-MEM/DM ha sido conside rada necesaria para el
SEIN y se encuentra en etapa de estudio, se prevé su ingreso antes del año 2020.
Para los próximos años al peaje actual por conexión al sistema de transmisión se le
añadirá el monto correspondiente a los nuevos sistemas garantizados de
transmisión que actualmente están en construcción; en consecuencia la variación
del peaje dependerá en mayor o menor grado del incremento de la demanda en el
tiempo.
1.6.1.4.2. Proyectos de Líneas
Transmisión MAT
de
los
Sistemas
Complementarios
de
Bajo los alcances de la LADEGE, los sistemas complementarios de transmisión son
aquellos sistemas que pertenecen al conjunto de activos o instalaciones de
transmisión que no conforman el Sistema Garantizado de Transmisión y cuya
puesta en operación comercial se produce en fecha posterior a la promulgación de
LADEGE.
Las instalaciones del SCT, se consideran como tales, si son parte del Plan de
Transmisión y cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o varios
Agentes. Además, son parte del Sistema Complementario de Transmisión todas
aquellas instalaciones no incluidas en el Plan de Transmisión.
Desde el punto de vista remunerativo, estas instalaciones han sido clasificadas bajo
lo siguiente:
o SCTPT: SCT asignado a la demanda, a la generación o a ambos,
que es parte del Plan de Transmisión y cuya construcción es el
resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes.
o SCTPI: SCT asignado a la demanda, a la generación o a ambos,
que es parte de un Plan de Inversiones aprobado por el
OSINERGMIN.
o SCTLN: SCT que permite transferir electricidad a Usuarios Libres o
que permite a los Generadores entregar energía producida al SEIN,
cuya construcción y remuneración resulte de una libre negociación
entre dichos agentes y los titulares de las instalaciones de dicho
SCT.
Estos sistemas principalmente son desarrollados a iniciativa de las empresas de
distribución, evaluados sobre el conocimiento local de la demanda dentro de su
ámbito geográfico. Para efectos del presente estudio que tiene el énfasis en la
estructura de la matriz energética, se considera que cada distribuidora y grandes
empresas industriales definirán en el largo plazo sus propias necesidades en el área
donde operan, las cuales no deberán afectar las políticas de desarrollo de centrales
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 264
de generación dado que para ello se ha considerado la demanda agregada que ha
sido evaluada sobre la base de áreas energéticas ya descritas.
1.6.1.4.3. Planes de Inversión de los Sistemas de Transmisión
Para identificar los planes de inversión en transmisión, en lo correspondiente a los
sistemas complementarios, se han revisado los montos aprobados en la regulación
de peajes y compensaciones que lleva a cabo OSINERGMIN luego de la propuesta
de las empresas de distribución y transmisión.
En el Cuadro N° 1.6.14 se muestran los montos aprobados por el proceso
regulatorio para el período 2010 – 2013 para cada una de las empresas de
distribución del país.
Cuadro N° 1.6.14: Inversiones en los Sistemas Compl ementarios de
Transmisión (Miles de US$)
Areas de demanda
1 - ElectroNor Oeste
2 - Electro Norte
3 - Hidrandina
4 - Electro Tocache
5 - Electro Centro
6 - Edelnor
7 - Luz del Sur
8 - Electro Dunas
9 - SEAL
10 - Electro Sur Este
11 - Electro Puno
12 - Electro Sur
13 - Electro Sur
14 - Electro Ucayali
Totales
Bahías de
Líneas de
Subestaciones Distribución
Transmisión
Sub Total
Transmisión
AT y MAT
MT
y SSEE
605
784
12,054
713
14,156
3,495
2,004
8,552
698
14,750
6,023
4,294
15,948
1,461
27,726
1,744
1,490
724
410
4,369
21,890
10,503
14,757
835
47,985
20,843
13,177
20,784
2,669
57,474
21,442
17,932
24,249
2,336
65,959
11,114
5,392
4,474
691
21,671
1,485
2,202
4,887
181
8,754
617
5,320
189
6,126
6,431
1,478
5,995
510
14,413
532
42
574
969
940
776
46
2,730
1,282
403
114
272
2,071
97,321
61,749
118,634
11,053
288,758
Fuente: OSINERGMIN – Fijación de Peajes y Compensaciones en SCT y SST- 2009.
En dicho Cuadro se observa que el total de inversiones para el período 2010 – 2013
es de US$ 288.8 millones, cuya participación porcentual a nivel de componentes de
los sistemas y a nivel de las empresas de distribución se muestra en el siguiente
Gráfico N° 1.6.13.
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Gráfico N° 1.6.13: Inversiones en SCT por Component es y Empresas (Miles de
US$)
Inversiones en SCT - por Componentes
Partes de
Distribución,
11,053 , 4%
Líneas de
Transmisión
AT, 97,321 ,
34%
Subestacione
s AT/MT,
118,634 ,
41%
Inversiones en SCT - DIstribuidoras
Eléctricas
12 - Electro Sur,
0.2%
13 - Electro Sur,
0.9%
14 - Electro
Ucayali, 0.7% 1 - ElectroNor
Oeste, 4.9%
11 - Electro
Puno, 5.0%
2 - Electro
Norte, 5.1%
10 - Electro Sur
Este, 2.1%
3 - Hidrandina,
9.6%
9 - SEAL, 3.0%
Bahías de AT
y MT, 61,749
, 21%
4 - Electro
Tocache, 1.5%
8 - Electro
Dunas, 7.5%
7 - Luz del Sur,
22.8%
6 - Edelnor,
19.9%
5 - Electro
Centro, 16.6%
Fuente: OSINERGMIN – Fijación de Peajes y Compensaciones en SCT y SST- 2009.
De ello se observa que las líneas de transmisión representan el 34% de las
inversiones, en tanto que las subestaciones tienen una mayor participación
alcanzando el 41%.
A nivel de empresas, las distribuidoras Luz del Sur y Edelnor que operan en Lima
concentran el 43.7% de las inversiones, en tanto que las distribuidoras del interior
representan el restante 56.3% destacando las empresas del norte y centro.
1.6.1.5.
Inversiones en Proceso
1.6.1.5.1. Generación
Con el objeto de comparar la tendencia de los proyectos de generación que están
en proceso de construcción, dado los distintos mecanismos por los cuales se han
comprometido los proyectos, en los siguientes gráficos se muestran las capacidades
de estos proyectos tanto a nivel nacional, como por tecnologías y por áreas
energéticas.
Reviste particular interés la magnitud de capacidad por instalarse, a efectos de
definir los nuevos proyectos de largo plazo para el escenario de la NUMES
OBJETIVO y la localización propuesta.
En el Gráfico N° 1.6.14, se muestra la nueva capacidad d e generación para el
período 2010-2016, identificada por tecnología.
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Gráfico N° 1.6.14: Nueva Capacidad de Generación en Proceso de Inversión
2010-2016 (MW)
Fuente: Elaboración propia.
Como se observa la nueva generación está dada principalmente por los proyectos
térmicos a gas natural y los proyectos hidroeléctricos que representan un total de
93% de nueva capacidad de generación, en tanto que los proyectos RER tiene una
participación de 7%
Dada la infraestructura de transporte de gas natural, se infiere que todos los
proyectos térmicos de gas natural, identificados para ingresar en el período indicado
se concentrarían en el área Centro, en particular en Lima – Chilca, con la desventaja
para el SEIN por una alta exposición al riesgo de continuidad de suministro eléctrico,
sujeta a la confiabilidad del ducto de gas natural, además de no contar con una
reserva de generación localizada en cada área.
Al respecto, merece destacar y evaluar la localización de los proyectos
hidroeléctricos que ingresarán en este corto período dentro del horizonte de
evaluación, para lo cual se muestra en los Gráfico N° 1. 6.15 y Gráfico N° 1.6.16.
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Gráfico N° 1.6.15: Nueva Capacidad de Hidroeléctric a en Proceso de Inversión
2010-2016 (MW)
Fuente: Elaboración propia.
Gráfico N° 1.6.16: Nueva Capacidad Hidroeléctrica p or Áreas (MW)
Fuente: Elaboración propia
Así, para este período 2010-2016 la nueva generación hidroeléctrica estará
localizada principalmente en el área Centro con el 53%, en tanto que las áreas Sur y
Norte tendrían el 35 y 12%, respectivamente.
Además de la implementación proyectos de corto plazo, para el largo plazo,
horizonte que evalúa la NUMES OBJETIVO se destaca la necesidad de lo siguiente:
•
Desconcentrar la localización de plantas a gas natural, de modo que las
áreas cuenten con este recurso que tiene la ventaja de dar confiabilidad de
suministro, además de servir como reserva.
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•
•
Se requiere promover proyectos hidroeléctricos en las áreas Sur y Norte dado
que tendrían incrementos importantes de demanda por los proyectos
industriales y mineros.
El sistema tiene la ventaja natural de contar con recursos renovables en las
áreas donde actualmente se tiene desbalance de oferta y demanda, como
son las áreas Norte y Sur, que aunque la producción de estos proyectos es
muy variable, se pueden complementar en forma adecuada con las plantas
de gas natural.
1.6.1.6.
Expansión del SEIN
1.6.1.6.1. Metas, Lineamientos y Proyectos Prioritarios
Establecido el Plan 19 como NUMES OBJETIVO, en el presente numeral se
plantean las metas, lineamientos y programas sugeridos para alcanzar los objetivos
de diversificación, eficiencia e intercambios regionales de energía.
En ese sentido las metas propuestas para la NUMES OBJETIVO son las siguientes:
•
•
•
•
•
Se requiere implementar proyectos por un total de 18,477 MW en un período
de 30 años, para lo cual es necesario identificar políticas y lineamientos que
permitan alcanzar una participación de 36% con hidroeléctricas
convencionales, 43% térmicos a gas natural, y 21% de proyectos con
recursos renovables.
Para las condiciones de demanda correspondiente al F1 se requiere
conseguir el ingreso de nueva capacidad de 5,398 MW para el período 20112020 que representan inversiones de US$ 10,216 millones, 6,435 MW para el
período 2021-2030 que representan inversiones de US$ 8,471 millones y
6,644 MW para el período 2031-2040 que representan inversiones de US$
5,841 millones. Es decir se requieren políticas que permitan viabilizar los
proyectos en cartera.
En la parte de transmisión, para el primer período también se requieren
completar los proyectos ya concesionados de 500 kV que representan
inversiones de US$ 1,078 millones de los cuales el 80% corresponde a líneas
de transmisión y el 20% a subestaciones y sistemas de compensación, para
el segundo período se requiere un total de US$ 835 millones y en el tercer
período US$ 2,536 millones.
Implementar políticas y mecanismos que permitan obtener reducciones de
demanda en el orden de 15% con medidas de eficiencia energética, de modo
que se obtengan excedentes que permitan la exportación de energía.
De conseguir las reducciones de demanda y energía con medidas de
eficiencia energética, el siguiente objetivo sería negociar Acuerdos de
Integración Energética con los países vecinos y promover proyectos de
transmisión para ello de modo que los excedentes de energía se puedan
exportar.
Los lineamientos para alcanzar las metas propuestas son los siguientes:
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Pág. 269
•
•
•
Identificar políticas que permitan el desarrollo y ejecución de proyectos
hidroeléctricos que permitan alcanzar un abastecimiento de energía
sostenible y minimizando los efectos sobre el medio ambiente.
Dar las señales económicas en el mercado eléctrico que, sin afectar la
competitividad de la economía, permitan que las inversiones en los distintos
segmentos del mercado puedan ser realizados dando los retornos suficientes
que permitan el desarrollo de la infraestructura eléctrica que es de gran
importancia para el país.
Establecer las regulaciones normativas, fiscalizadoras y de otra índole que
den confianza al mercado, inversionistas y clientes, de modo que el sector
energético adelante las condiciones de suministro energético requeridas por
los otros sectores productivos para el desarrollo conjunto de la economía.
Con los resultados obtenidos en las simulaciones de mercado, realizados para el
Futuro F1 Plan P19, los tipos de proyectos de generación clasificados por tecnología
e inversiones para el Plan de Electricidad se muestran en los Cuadro N° 1.6.15 y
Cuadro N° 1.6.16.
Cuadro N° 1.6.15: Nueva Capacidad de Generación por Tecnologías
(F1, Plan 19) 2011 – 2040
Nueva Capacidad - MW
Tecnología
Hidros
2011 - 2020
2021 - 2030
2031 - 2040
Total
%
3,684
2,475
524
6,682
36%
Térmicos
700
2,270
5,000
7,970
43%
Eólicos
592
300
450
1,342
7%
Solares
Geotérmica
140
-
140
1,010
80
490
360
1,500
2%
8%
Biomasa
282
240
100
622
3%
5,398
6,435
6,644
18,477
Total
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro N° 1.6.16: Inversiones Requeridas en Generac ión (F1, Plan 19) NUMES
2011 – 2040
Tecnología
Hidros
Termicos
Eolicos
Solares
Geotermica
Biomasa
Total
US$/kW
Montos de Inversión - Millones US$
2011 - 2020
2021 - 2030
2031 - 2040
6,645
2,808
734
535
1,669
3,380
1,404
1,380
375
652
300
120
330
1,762
998
650
552
234
10,216
8,471
5,841
1,893
1,316
879
VP
%
5,037
1,038
1,105
499
480
495
8,654
58%
12%
13%
6%
6%
6%
Fuente: Elaboración propia.
Dicha capacidad de generación será factible de ser implementada si en forma
paralela se va promoviendo y construyendo la infraestructura de transmisión
correspondiente, principalmente en lo relacionado a líneas de 500 kV que permitirán
transportar los grandes bloques de potencia y energía desde los centros de
generación hacia los centros de demanda y eventualmente para la exportación. Las
inversiones proyectadas para transmisión se muestran en el Cuadro N° 1.6.17.
Cuadro N° 1.6.17: Inversiones Requeridas en Transmi sión (F-1, Plan 19) NUMES – 2011 – 2040 (Miles de US$)
Líneas
SSEE
Total
2011-2020 2021-2030 2031-2040
866.6
591.0
405.6
211.5
243.8
2,131.3
1,078.1
834.8
2,536.9
Fuente: Elaboración propia.
De lo antes mostrado, para el corto plazo se tienen avanzados los proyectos de
generación tanto hidroeléctricos de tipo convencional como de energía renovable,
adjudicados mediante las subastas de energía.
1.6.1.6.2. Generación de Electricidad
Con la NUMES OBJETIVO que corresponde al Plan 19, para cada uno de los
futuros proyectados se tiene que al final del horizonte de planeamiento la nueva
potencia por instalarse en el SEIN estaría entre 12,532 MW (para el futuro
pesimista F3) y 27,449 MW (para el futuro optimista F2), respectivamente.
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El detalle de cada uno de las capacidades por tecnologías se muestra en el Cuadro
N° 1.6.18.
Cuadro N° 1.6.18: Nueva Capacidad de Generación por Tecnologías
Plan 19 – 2011 – 2040 (MW)
Nueva Potencia Instalada
Futuro
Hidro
GN
Eólica
Solar
Geotérmica Biomasa
Total
F1
6,682
7,970
1,342
360
1,500
622
18,477
F2
9,498
12,977
1,822
430
2,100
622
27,449
F3
3,858
5,520
1,042
290
1,200
622
12,532
F4
6,682
7,970
1,342
360
1,500
622
18,477
F5
6,682
7,970
1,342
360
1,500
622
18,477
Fuente: Elaboración propia.
Para el F-1 se muestra la participación porcentual a nivel de recursos primarios de la
nueva generación requerida y proyectada para el SEIN, conforme al Gráfico N°
1.6.17.
Gráfico N° 1.6.17: Proyectos de Generación por Tecn ologías
(MW)
Fuente: Elaboración propia.
1.6.1.6.3. Proyecciones de Balances de Potencia y Despachos de Energía
Con la demanda de potencia y de energía proyectada y la conformación de la oferta
de capacidad de generación para las diferentes áreas y con las diferentes
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 272
tecnologías disponibles se han formulado los balances de potencia a nivel del SEIN
para los cinco futuros correspondientes a la evaluación del sector eléctrico, como se
muestra en el Gráfico N° 1.6.18.
Gráfico N° 1.6.18: Balances de Potencia y Margen de Reserva - Futuros
Evaluados
BALANCE POR ÁREAS
BALANCE POR TECNOLOGÍA
F1
F4
F5
Balance Oferta - Demanda /SEIN
40,000
35,000
F2
Potencia (MW)
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
33%
20%
31%
32%
34%
2012
2015
2020
2030
2040
Sur
8,120
10,650
-
1,210
1,943
3,285
Norte
1,205
1,478
2,889
4,863
7,739
Centro
4,696
5,534
8,010
11,615
15,425
Demanda
5,349
7,437
10,798
18,663
25,163
33%
20%
31%
32%
34%
Reserva
F3
Fuente: Elaboración propia.
De lo mostrado en el Gráfico anterior se puede observar que de los cinco futuros
planteados para el sector eléctrico, los tres futuros F1 Base, F4 WTI alto y F5 WTI
bajo tienen las mismas consideraciones de demanda, diferenciándose en cuanto a
las premisas de los costos de gas natural.
Así, en cada uno de los futuros los márgenes de reserva se pueden alcanzar en
tanto se definan los criterios y se identifiquen las políticas correspondientes para
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 273
que se puedan incorporar en el horizonte de proyección los proyectos de generación
de acuerdo con su capacidad y tecnología, en la búsqueda de alcanzar la NUMES
OBJETIVO.
Al igual que para cada uno de los futuros y planes planteados, sobre cuyos
resultados se realizaron las evaluaciones económicas correspondientes previo a la
definición de la NUMES, se ha obtenido los despachos de energía, luego de lo cual
se han elaborado los balances de energía.
Como producto de la aplicación del despacho económico simplificado, basado en la
minimización del costo total de operación del sistema tomando hidrologías medias y
costo del gas natural correspondiente al futuro planteado, se han obtenido las
energías anuales que generarían las diferentes centrales que formaron parte del
plan de equipamiento.
Con estos resultados del despacho simplificado, siguiendo el mismo criterio de área
operativa y tecnología de generación, se formularon los balances de energía
eléctrica que se presentan en el Gráfico N° 1.6.19.
Gráfico N° 1.6.19: Balance de Energía – Periodo 201 2-2040
ESTRUCTURA DE ENERGIA
PROYECTADA
BALANCE POR TECNOLOGIA
F1
F2
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 274
F3
F4
F5
Fuente: Elaboración propia.
De los resultados globales a nivel del sistema que se indican en el Gráfico anterior
se puede observar que las participaciones de generación de energía de las distintas
tecnologías varían de la situación actual a la premisa fijada como objetivo del futuro
correspondiente.
Así, para el Plan 19 que corresponde a la NUMES OBJETIVO para el horizonte de
análisis, la participación de las RER varía desde 2% al 19% proyectado, del mismo
modo la participación de las plantas con gas natural varía desde 50% al 42%, en
tanto que la participación de las plantas hidroeléctricas varía desde 50% al 39%. Ver
Gráfico N° 1.6.20.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 275
Gráfico N° 1.6.20: Producción de Energía por Tecnol ogías – NUMES OBJETIVO
(GWh)
Producción de Energía por
Tecnologías SEIN 2040
RER
26,888
19%
F1
Hidro
56,716
39%
Térmica
60,715
42%
Producción de Energía por
Tecnologías SEIN 2012
RER
832
2%
Térmica
21,850
48%
F2
Hidro
22,776
50%
Producción de Energía por
Tecnologías SEIN 2040
RER
20,146
19%
F3
Hidro
42,119
39%
Térmica
46,020
42%
Fuente: Elaboración propia.
1.6.1.6.4. Proyecciones de Costos de Energía
Sobre la base de los despachos de energía obtenidos con las demandas
proyectadas y el parque de generación establecido en el plan de equipamiento P19,
se ha determinado que los costos de energía, bajo la NUMES evaluada tiene
valores promedios de Largo plazo de 31.4 US$/MWh para el F1, 34.7 US$/MWh
para el futuro F2 y 25.4 US$/MWh para el F3.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 276
Estos costos reflejan el impacto que tendría una participación de 40% con
producción basada en gas natural bajo el esquema de precios evaluados para este
recurso primario.
En el Gráfico N° 1.6.21 se presentan los costos de energí a obtenidos para los
futuros evaluados dentro de la NUMES OBJETIVO.
Gráfico N° 1.6.21: Precios de Energía, Plan de Equi pamiento
P19 - 2011-2040 (US$/MWh)
Fuente: Elaboración propia.
1.6.1.6.5. Sistema de Transmisión
Bajo las premisas del marco legal de la transmisión, expuesto líneas arriba, el
enfoque para el desarrollo de la transmisión del Sistema Eléctrico Interconectado
Nacional - SEIN se orienta a estimar a nivel de planeamiento las líneas cuyo
beneficio principal sea para el sistema en su conjunto, en cuyo caso las inversiones
formarán parte de los costos del SGT, quedando el desarrollo de los SCT bajo la
responsabilidad de aquellos agentes a cargo de los proyectos de generación y/o de
la demanda considerando el desarrollo y fortalecimiento del sistema en el nivel de
220 y 500 kV.
De acuerdo a lo señalado anteriormente, para la ejecución de los proyectos de
generación y su acceso al sistema nacional, se requiere evaluar los intercambios de
energía entre las diferentes áreas operativas como se ha formulado el despacho de
generación, las capacidades de transmisión tanto en condiciones normales como de
emergencia y la calidad del suministro. En caso de ser necesario nuevas líneas de
transmisión para los nuevos proyectos de generación se deberá definir su esquema
de transmisión requerido, establecer el nivel de tensión y la barra de conexión
correspondiente.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 277
Bajo ese contexto se puede señalar que los costos de transmisión correspondientes
a los nuevos proyectos de generación serían por los siguientes conceptos:
Inversión por línea de transmisión que enlace al nuevo proyecto de
generación hasta la subestación del SEIN en 220 o 500 kV, obra que
calificaría como Sistema Complementario de Transmisión.
Pago del peaje por el Sistema Principal y los peajes por las líneas
correspondientes al SGT. Conforme al marco legal vigente, estos
pagos se trasladan al cliente final una vez que se concrete la venta de
energía mediante Contratos de Suministro.
En el Cuadro N° 1.6.19 se presenta el portafolio de p osibles proyectos de
transmisión a mediano y largo plazos considerados para la NUMES - Plan 19, cuya
configuración y estimación del año de ingreso ha sido obtenida mediante el
modelamiento de flujos de carga.
Cuadro N° 1.6.19: Proyectos de Transmisión en MAT
Proyecto
L.T. 500 kV Carabayllo – Chilca y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Colectora Centro - Colectora Sur y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Carabayllo - Colectora Centro y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Chilca – Independencia y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Colectora Sur – Independencia y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Colectora Sur – Brasil y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Veracruz – Vizcarra y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Paquitzapango - Colectora Centro y SS.EE. Asociadas
L.T. 500 kV Veracruz – Trujillo y SS.EE. Asociadas
Fuente: Elaboración propia.
Para la implementación de este Plan de Transmisión se han planteado tres
escenarios que corresponden a los futuros considerados para la obtención de la
NUMES OBJETIVO, estimándose las capacidades de transmisión y la operatividad
a nivel de tensiones esperadas de las líneas en sus extremos receptores. Estos tres
escenarios han sido los siguientes:
Escenario Base, el sistema actual más el reforzamiento del plan
transitorio, incluyendo proyectos en 500 kV listados en el Cuadro Nº
1.6.19, este plan es aplicado a los futuro con demanda Base (F1, F4 y
F5).
Escenario Optimista, que consiste en implementar el plan base más
repotenciaciones del 30 a 50%, y adelanto en la fecha de ingreso de
los proyectos. este plan es aplicado al futuro optimista (F2).
Escenario Conservador, el plan Base con retraso en la fecha de
ingreso de los proyectos de transmisión, este plan es aplicado al futuro
conservador (F3).
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 278
A efectos de contar con una mejor estimación de la entrada de los proyectos de
transmisión y de las inversiones requeridas, dicho Plan de transmisión ha sido
evaluado con un mayor detalle a nivel de Plan Robusto, para lo cual se han
establecido las premisas para el análisis de transmisión en el SEIN que se detallan
en el Cuadro N° 1.6.20.
Cuadro N° 1.6.20: Etapas en la Expansión del Sistem a de Transmisión del SEIN
Premisa
Descripción
Demanda Base, futuro de crecimiento de la demanda de mayor
probabilidad de ocurrencia.
1.
Crecimiento
Demanda Optimista, futuro de mayor crecimiento de la demanda esperado.
de la
Demanda
Demanda Conservador, futuro de menor crecimiento de la demanda
esperada.
2.
Oferta de
Generación
3.
Exportación Se considera exportación de Energía a Brasil a través de la colectora Sur.
4.
Eficiencia
Energética
5.
Análisis
Eléctrico
6.
Red Base
Considera como meta al año 2040 una estructura de participación
energética de 40%H+40%GN+20%RER.
Se considera como meta al año 2040, implementar una reducción de
demanda del 15% por eficiencia energética. Dicho nivel se alcanzaría en
forma progresiva empezando el año 2012.
El diagnóstico de la operación del SEIN considera la operación en estado
estacionario en condiciones normales, las simulaciones de flujo de potencia
se realizan para los periodos hidrológicos de avenida y estiaje, se orientan
a cumplir con los criterios de operación.
Se evalúa una red simplificada del SEIN, considerando la red de 220 kV,
138 kV. En el Gráfico Nº 1.6.20 se muestra la configuración de la red base,
utilizada para el análisis.
Fuente: Elaboración propia.
Con los criterios arriba sugeridos se ha configurado un esquema de desarrollo de
transmisión en el nivel de 500 kV, cuyo diagrama unifilar se muestra en el Gráfico
N° 1.6.22.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 279
Gráfico N° 1.6.22: Diagrama Unifilar Simplificado – Proyección por Barras
Caclic Moyobamba Interm.
Zorritos
Machala
Iquitos
LEYENDA
Existente
2012
2013
2014
Por definir
a Cajamarca
Talara
Aguaytia
Pto Maldonado
Mazuco
S. Gaban
S. Rafael
Quencoro Onocora
Piura Oeste
Aucayacu
Tocache
Chiclayo Oeste
Guadalupe
Tarapoto
Puno
Puno
Tintaya
Combapata
Huanuco
Dolorespata
Vizcarra
Pachachaca
Cachimayo
C. Armiño
Carhuamayo Oroya
Paragsha
Moquegua Los Heroes
Abancay
Bellavista
Carhuaquero
Juliaca
Macchupicchu
T. Maria
T. Maria
La Niña
Azangaro
Pomacocha
Cotaruse
Socabaya
Moyobamba
C. Corona
Trujillo Norte
Cajamarca
Chimbote Norte
Paramonga Nueva
Caclic
Conococha
Callahuanca
Caclic
Kyman Ayllu
Huancavelica
Cajamarquilla
Huacho
Zapallal
Ventanilla Pachachaca S. Rosa
S. Juan
Indep.
Cantera
Carabayllo
Planicie
Ica
Marcona
Desierto
Chilca
Fuente: Elaboración propia.
- Etapas para la Expansión de la Transmisión
Dado que los futuros y planes evaluados se diferencian principalmente
por criterios de demanda, precios de los recursos y prioridades a fin de
promover determinadas tecnologías para alcanzar una determinada
estructura de generación, se han definido etapas de expansión de la
transmisión directamente correlacionadas con el crecimiento de la
demanda.
En el Cuadro N° 1.6.21 se describen brevemente las etap as de expansión
de la transmisión del SEIN.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 280
Cuadro N° 1.6.21: Etapas en la Expansión del Sistem a de Transmisión del SEIN
Etapa
1. Etapa Inicial
2. Etapa I
3. Etapa II
4. Etapa III
5. Etapa IV
6. Etapa V
Descripción
La etapa inicial corresponde al sistema existente, donde se empieza la
transición a redes de Muy Alta Tensión (MAT). Esta etapa de expansión
corresponde al desarrollo de los proyectos en curso.
La etapa I, está condicionado a la exportación de energía a Brasil, la
energía exportada es el excedente del ahorro de energía por eficiencia.
En caso de no producirse exportación de energía se retrasa su ingreso a
la etapa II.
El ingreso de la colectora centro para evacuar la energía del polo
energético de Mantaro, al cual a su vez le suman proyectos de C.H.
Cerro de Águila y la C.H. Guitarra, para esta etapa es necesario el
ingreso de la colectora sur, en esta etapa se empieza a formar un nuevo
polo energético para la generación de oferta eléctrica a base de GN
conectada a la colectora sur. Este nuevo polo energético son las
centrales de Camisea.
El ingreso de una capacidad instalada en el área Sur, el reforzamiento de
la línea Colectora Centro – Carabayllo y el ingreso de la Colectora Centro
- Sur, produciéndose una red en anillo en el área Centro. El incremento
de la demanda en el área Centro (Lima), produce que el flujo este
direccionado a la barra Carabayllo.
La actual L.T. Carabayllo – Planicie – Chilca es convertida a 500 kV, con
el objetivo de distribuir de manera uniforme la demanda en el área de
Lima, así mismo el refuerzo de la red colectora y la línea Veracruz –
Trujillo. La barra denominada Veracruz, tiene opción a ser una colectora
norte, pudiendo evacuar otros futuros proyectos hidroeléctricos.
Esta Etapa es posible bajo el futuro optimista de la demanda, el ingreso
de la L.T. Veracruz – Vizcarra – C. Centro, genera una anillo en el área
Norte y centro, además de ello el ingreso de la central Paquitzapango y/u
otro proyecto del área.
Fuente: Elaboración propia.
Así, entre los planes de expansión hay similitudes en la definición de los esquemas
de transmisión, diferenciándose por el año de ingreso y a localización de los
proyectos de generación, lo cual se puede observar en el Cuadro N° 1.6.22.
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Pág. 281
Cuadro N° 1.6.22: Etapas de Expansión – Periodo 201 1 – 2040
Plan
Futuro
Etapa inicial
Etapa I
Etapa II
Etapa III
Etapa IV
Etapa V
Base
F1, F4, F5
2015
2020
2025
2030
2039
-
Optimista
F2
2015
2018
2021
2025
2030
2035
Conservador
F3
2015
2025
2032
2039
-
Fuente: Elaboración propia.
En el Gráfico N° 1.6.23, se muestran diferenciados por co lores las etapas de
expansión de la transmisión del SEIN.
Gráfico N° 1.6.23: Diagrama Simplificado de la Expa nsión de Transmisión
Etapa inicio
NORTE
Chiclayo
Etapa I
Etapa II
CENTRO
Veracruz
C. Centro
Vizcarra
Paquitzapango
Etapa III
Etapa IV
SUR
Etapa V
Brasil
C. sur
Inambari
Trujillo
Chimbote
Socabaya
Carabayllo
Chilca
Independencia
Marcona
Montalvo
Planicie
Fuente: Elaboración propia.
Esta propuesta de expansión de la transmisión se plantea bajo el criterio de contar
con una participación de la oferta de generación eléctrica distribuida en las
diferentes áreas operativas.
En cuanto a los flujos de potencia se observa lo siguiente:
• Las líneas de transmisión de 500 kV servirían para el intercambio entre
las áreas Centro – Norte mediante los enlaces: Chimbote – Carabayllo
y Vizcarra – Colectora Centro, además de las líneas en 220 kV
existentes.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 282
• Los intercambios entre las áreas Centro – Sur se darían por las líneas
de 500 kV Colectora Centro – Colectora Sur, Independencia –
Colectora Sur, Independencia – Marcona conjuntamente con las líneas
existentes en 220 kV.
• Los flujos de potencia siempre concurren a la zona de Lima a través de
las barras Carabayllo y Planicie en 500 kV, ello en la medida que el
área centro presenta la mayor demanda a nivel del sistema.
• En cuanto a los intercambios inter áreas, se tiene que el área Centro
exportaría energía al área Norte para las primeras etapas de
expansión. Con el mayor desarrollo del parque eólico y de los
proyectos hidroeléctricos ubicados en el Norte el intercambio de
energía dependerá de las estacionalidades hidrológicas, observándose
flujos bidireccionales en los enlaces de transmisión Centro-Norte.
• En cuanto a los intercambios Centro – Sur, los flujos de potencia tienen
una predominancia hacia el Sur para la primera etapa de expansión,
siendo la generación del área Centro la que complementa el suministro
al área Sur. Con el desarrollo en el Sur de proyectos geotérmicos, la
descentralización del gas natural y el desarrollo de proyectos
hidroeléctricos, se conseguiría un equilibrio oferta/demanda en esta
área con la posibilidad de exportación hacia el Centro, dependiendo de
las estacionalidades y del crecimiento propio de la oferta y demanda.
Estas tendencias de direccionalidad de flujos para las diferentes etapas de
implementación se muestran en los diagramas unifilares del Gráfico N° 1.6.2.
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Pág. 283
Gráfico N° 1.6.24: Flujos en la Red Colectora por E tapas
ETAPA I
NORTE
CENTRO
SUR
Chiclayo
Brasil
C. sur
Trujillo
Chimbote
Socabaya
Carabayllo
Chilca
Independencia
Marcona
Montalvo
ETAPA II
NORTE
Chiclayo
CENTRO
SUR
C. Centro
Brasil
C. sur
Trujillo
Chimbote
Socabaya
Carabayllo
Chilca
Independencia
Marcona
Montalvo
ETAPA III
NORTE
Chiclayo
CENTRO
SUR
C. Centro
Brasil
C. sur
Inambari
Trujillo
Chimbote
Socabaya
Carabayllo
Chilca
Independencia
Marcona
Montalvo
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Pág. 284
ETAPA IV
NORTE
Chiclayo
CENTRO
Veracruz
SUR
C. Centro
Brasil
C. sur
Inambari
Trujillo
Socabaya
Chimbote
Carabayllo
Chilca
Independencia
Marcona
Montalvo
Planicie
ETAPA V
NORTE
Chiclayo
CENTRO
Veracruz
C. Centro
Vizcarra
Paquitzapango
SUR
Brasil
C. sur
Inambari
Trujillo
Chimbote
Socabaya
Carabayllo
Chilca
Independencia
Marcona
Montalvo
Planicie
Fuente: Elaboración propia.
En el Cuadro N° 1.6.23 se presentan los flujos de carga proyectados en las líneas
de 500 kV.
Los flujos mostrados corresponden a los máximos valores obtenidos al final de cada
etapa en condiciones de máxima demanda.
En particular, para la etapa IV, la L.T. Carabayllo – Chilca pasa a tener una
derivación en la barra Planicie, pasando a ser denominada L.T. Carabayllo –
Planicie – Chilca, con el fin de optimizar la cobertura de la demanda de energía
eléctrica para Lima Metropolitana.
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Pág. 285
Cuadro N° 1.6.23: Proyecciones de Flujo de Carga en Sistema de 500 kV
Flujo Max
(MW)
Línea
Etapa I
L.T. 500 kV Carabayllo - Chilca
L.T. 500 kV Carabayllo - Chimbote
L.T. 500 kV Carabayllo - Colectora Centro
L.T. 500 kV Carabayllo - Colectora Centro - 2
L.T. 500 kV Carabayllo - Colectora Centro - 3
L.T. 500 kV Carabayllo - Planicie
L.T. 500 kV Carabayllo - Planicie - 2
L.T. 500 kV Chilca - Independencia
L.T. 500 kV Chilca - Independencia - 2
L.T. 500 kV Colectora Centro - Colectora Sur
L.T. 500 kV Colectora Centro - Colectora Sur - 2
L.T. 500 kV Colectora Sur - Brasil
L.T. 500 kV Colectora Sur - Brasil - 2
L.T. 500 kV Colectora Sur - Inambari
L.T. 500 kV Colectora Sur - Inambari - 2
L.T. 500 kV Colectora Sur - Independencia
L.T. 500 kV Colectora Sur - Independencia - 2
L.T. 500 kV Independencia - Marcona
L.T. 500 kV Marcona - Montalvo
L.T. 500 kV Paquitzapango - Colectora Centro
L.T. 500 kV Paquitzapango - Colectora Centro - 2
L.T. 500 kV Planicie - Chilca
L.T. 500 kV Planicie - Chilca - 2
L.T. 500 kV Trujillo - Chiclayo
L.T. 500 kV Trujillo - Chimbote
L.T. 500 kV Veracruz - Colectora Centro
L.T. 500 kV Veracruz - Trujillo
L.T. 500 kV Veracruz - Trujillo - 2
L.T. 500 kV Veracruz - Vizcarra
348
206
695
1,017
1,017
1,017
1,017
1,340
1,479
376
98
-
Etapa II
65
262
1,531
906
1,017
1,017
593
593
612
746
265
348
-
Etapa III
Etapa IV
Etapa V
1 204
857
1,090
1,090
1,215
745
1,017
1,017
950
950
702
702
375
338
54
776
-
680
1,141
1,141
1,141
152
152
1,088
1,088
1,073
1,073
1,017
1,017
950
950
1,157
1,157
701
730
1,113
1,113
163
347
650
-
363
1,617
1,617
1,617
397
397
1,524
1,524
1,089
1,089
1,017
1,017
950
950
1,651
1,651
800
810
1,000
1,000
1,009
1,009
249
876
413
872
872
408
V min
(p.u.)
Fuente: Elaboración propia.
De los análisis de flujos de carga y la factibilidad de implementación de los
proyectos de transmisión se concluye:
• Para el corto y mediano plazo los flujos son preponderantes hacia las
áreas Norte y Sur, predominando la generación del área Centro siendo
el exportador entre las áreas del sistema.
• Los proyectos de transmisión estarán asociados principalmente al
desarrollo de los nuevos proyectos de generación.
• La realización de los proyectos de generación en las áreas Norte y Sur
permitirán que los enlaces de transmisión Centro-Norte y Centro-Sur
tengan bidireccionalidad.
• Los proyectos RER de las áreas Norte y Sur darían la posibilidad de un
equilibrio generación/demanda en estas áreas.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 286
0.98
0.99
0.98
0.98
0.98
0.98
0.98
0.98
0.98
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
0.99
1.00
1.00
1.00
0.98
0.98
0.99
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.6.1.6.6. Distribución de Energía Eléctrica
El mercado servido por las empresas distribuidoras representa el 62% de las ventas
de energía, lo cual implica que en términos de capacidad sus instalaciones van a
seguir el crecimiento de los otros componentes del sistema energético, en términos
de capacidad de generación y de transmisión eléctrica.
Del mismo modo, a nivel de la distribución de electricidad, el criterio es que el
planeamiento asigne los recursos para construir la infraestructura de abastecimiento
de energía de modo que las empresas de distribución desarrollen su infraestructura
acorde a sus propias necesidades.
Para estimar las inversiones requeridas para esta parte del sistema se han
considerado los costos de desarrollo de estas instalaciones, para lo cual se ha
recurrido a la información regulatoria, en particular al de fijación de precios de
distribución, de donde se pueden obtener los costos unitarios por kW instalado de la
infraestructura eléctrica de distribución.
Dado que no todas las distribuidoras atienden a mercados similares, la regulación
prevé sectores típicos de distribución, en función a sus densidades de carga, de
longitud de redes, entre otros factores.
De la última regulación tarifaria en distribución se han tomado como referencia los
valores de Valor Agregado de Distribución - VAD, como se muestran en el Cuadro
N° 1.6.24.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 287
Cuadro N° 1.6.24: Valor Agregado de Distribución – VAD por Sectores Típicos
(US$/kW)
Sector
ST-1
ST-2
ST-3
ST-4
ST-5
Especial
RER
Media Simple
MT
48.92
35.87
72.76
92.31
160.35
75.91
75.91
80.29
BT
181.96
151.98
223.27
241.86
364.18
132.77
132.77
204.11
SED MT/BT
43.84
25.25
43.59
37.55
59.61
82.94
82.94
53.67
Resumen a Nivel de Sistemas Evaluados - Año 2009
Max. Demanda MW
aVNR – Miles de US$
O&M – Miles de US$
Costo Unitario VAD
US$/kW- año
MT
889.6
29,804
13,892
49.12
BT
SED MT/BT
557.3
557.3
70,821
16,539
30,092
7,374
181.09
42.91
Fuente: Elaboración propia.
Nota:
ST – Sector Típico de Distribución
aVNR – Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo por los sistemas de
distribución.
O&M – Costo Anual de la Operación y Mantenimiento de los Sistemas de
Distribución.
MT – Sistemas de Distribución a nivel de Media Tensión
BT – Sistemas de Distribución a nivel de Baja Tensión
SED MT/BT – Subestación de Distribución de Media a Baja Tensión
Como se observa los costos de distribución a nivel de las empresas son variables,
siendo el componente más importante en términos de costos las líneas de baja
tensión. Gráfico N° 1.6.25.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 288
Gráfico N° 1.6.25: Costos de Desarrollo de la Distr ibución (US$/kW)
400.00
350.00
300.00
250.00
200.00
150.00
100.00
50.00
ST-1
ST-2
ST-3
MT
ST-4
BT
ST-5
Especial
RER
SED MT/BT
Fuente: Elaboración propia.
Así, para la estimación de las inversiones en distribución se han tomado estos
indicadores, sobre los cuales se formulan los costos de cada uno de los futuros y
planes evaluados en este Informe. En el Cuadro N° 1.6 .25 se presenta las
estimaciones de los requerimientos de inversión en distribución.
Cuadro N° 1.6.25: Inversiones en Distribución Base (Millones de US$)
2022
2025
2028
2031
2034
2037
2040
Demanda
Año
2010
4,630
2013
6,254
2016
7,188
2019
8,573
10,206
11,685
13,387
15,151
16,686
18,350
20,167
Mercado regulado
2,361
3,189
3,666
4,372
5,205
5,959
6,827
7,727
8,510
9,359
10,285
Mercado Libre
2,269
3,064
3,522
4,201
5,001
5,726
6,560
7,424
8,176
8,992
9,882
Sectores Típicos
Sector 1 - Lima
1,181
1,595
1,833
2,186
2,602
2,980
3,414
3,863
4,255
4,679
5,143
Sector 2 - Media Densidad
708
957
1,100
1,312
1,561
1,788
2,048
2,318
2,553
2,808
3,086
Sector 3 - Baja Densidad
472
638
733
874
1,041
1,192
1,365
1,545
1,702
1,872
2,057
Inversiones Requeridas - Mil US$
Sector 1 - Lima
67,237
38,704
57,315
67,612
61,247
70,487
73,034
63,552
68,913
75,215
75,215
Sector 2 - Media Densidad
28,148
16,203
23,994
28,305
25,641
29,509
30,575
26,606
28,850
31,488
31,488
32,784
18,872
27,946
32,967
29,863
34,369
35,611
30,987
33,601
36,674
36,674
128,170
73,779
109,256
128,884
116,751
134,364
139,220
121,146
131,365
143,377
143,377
Sector 3 - Baja Densidad
Inversiones
Fuente: Elaboración propia.
1.6.1.7.
Sistemas Eléctricos Aislados
Como consecuencia de la progresiva interconexión de estos sistemas al SEIN, para
el primer semestre del año 2011, han quedado 32 sistemas aislados abastecidos
independientemente por 40 centrales de generación, de las cuales 26 son
hidroeléctricas y 14 son térmicas, cuyo resumen se muestra en el Cuadro N° 1.6.26.
Esta tendencia continuará en el futuro a medida que el SEIN se amplíe y el tamaño
de la demanda de los sistemas aislados se incremente.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 289
Cuadro N° 1.6.26: Relación de Sistemas Eléctricos A islados
EMPRESA
SISTEMA
ELECTRICO
CHAVIMOCHIC
Chao
EDELNOR
Canta
Churin
Hoyos-Acos
Ravira-Pacaraos
Yaso
EILHICHA
Chacas-San Luis
ELECTROCENTRO
Pozuzo
Jumbilla
Niepos
Pomahuaca
Pucarca
Tabaconas
Catilluc
Chiquián
Tortugas
Caballococha
ELECTRONORTE
HIDRANDINA
Chachapoyas
ELECTROORIENTE
Contamana
Iquitos
Nauta
Requena
Tamshiyacu
ELECTROSURESTE
Iberia
ELECTROUCAYALI
Atalaya
Atico
Caraveli
SEAL
ADINELSA
Cotahuasi
Huanca
Ocoña
Santa Leonor
Cajatambo
TIPO
CENTRAL
DEPARTAMENTO
NOMBRE
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
La Libertad
La libertad
Lima
Lima
Lima
Desarenador
Tanguche
Canta
Nava
Acos
RaviraPacaraos
Yaso
Collo
Jambón
Pozuzo
Tialango
Buenos Aires
Pomahuaca
Pucará
Tabaconas
Catilluc
Pacarenca
Tortugas
Caballococha
Caclic
San Antonio
Chachapoyas
Contamaná
Iqt Wartsila
Iqt Diesel
Nauta
Requena
Tamshiyacu
Iberia
Iñapari
Canuja
Atalaya
Atico
Chuñuño
Caraveli
Chococo
Pitahuasi
Huanca
Ocoña
Santa Leonor
Gornor
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Hidro
Térmica
Térmica
Hidro
Hidro
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Térmica
Hidro
Térmica
Térmica
Hidro
Térmica
Hidro
Hidro
Hidro
Térmica
Hidro
Hidro
TOTAL
Lima
Lima
Ancash
Ancash
Pasco
Amazonas
Cajamarca
Cajamarca
Cajamarca
Cajamarca
Cajamarca
Ancash
Ancash
Loreto
Amazonas
Amazonas
Amazonas
Loreto
Loreto
Loreto
Loreto
Loreto
Loreto
Madre de Dios
Madre de Dios
Junín
Ucayali
Arequipa
Arequipa
Arequipa
Arequipa
Arequipa
Arequipa
Arequipa
Lima
Lima
POTENCIA POTENCIA
INSTALADA EFECTIVA
(kW)
(kW)
320
320
545
520
1,000
900
777
540
280
280
250
190
918
800
1,868
300
1,330
255
850
245
470
2,831
570
1,200
4,960
1,340
2,030
1,500
47,540
21,220
1,555
1,486
560
1,040
200
870
1,868
1,010
190
352
1,127
0
189
934
566
680
106,216
150
171
740
700
1,740
260
1,100
160
724
180
400
760
330
1,080
4,800
725
1,800
1,150
34,810
14,170
1,195
1,050
510
900
200
860
1,380
650
180
150
850
0
160
550
566
680
106,216
Fuente: OSINERGMIN.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 290
1.6.1.7.1. Evolución del Número de Clientes en Sistemas Aislados por
Empresa
Las concesionarias que abastecen a mayor número de clientes en sistemas aislados
son: Electro Oriente, Hidrandina y Electrocentro, que a finales del segundo semestre
de 2010 registran 82,157, 24,047 y 22,318 clientes, respectivamente, como se
muestra en el Cuadro N° 1.6.27.
Cuadro N° 1.6.27: Cantidad de Clientes por Sistema Aislado
Empresas
Concesionarias
2005-II
Electro Oriente
166,234 166,999 169,286 187,739 194,990 215,698 201,045 228,178 192,441 201,045
82,157
Electrocentro
17,415
18,516
19,886
20,478
22,323
23,147
23,849
28,882
28,970
23,849
24,047
Hidrandina
16,199
15,934
12,495
12,450
15,561
17,540
21,895
19,537
19,957
21,995
22,318
Electronorte
12,832
13,415
13,629
12,438
13,057
12,716
11,745
10,897
11,266
11,745
6,691
Seal
20,333
16,725
17,508
4,542
4,701
4,739
6,289
5,381
6,005
6,289
6,422
Edelnor
4,672
4,999
5,033
5,105
5,108
5,159
5,393
5 237
5,322
5,393
5,192
3,000
3,078
3,072
3,210
3,826
4,850
4,479
4,734
4,850
4,900
Eilhicha
2006-I
2006-II
2007-I
2007-II
2008-I
2008-II
2009-I
2009-II
2010-I
2010-II
Electroucayali
1,300
1,476
1,537
1,515
1,583
1,618
1,785
1,686
1,735
1,785
1,828
Electrosureste
11,760
12,150
13,004
12,997
14,728
14,781
1,575
15,444
1,569
1,575
1,657
1,016
1,115
1,120
1,567
1,200
1,400
1,567
1,575
851
867
Egepsa
Chavimochic
Electrosurmedio
Total
3,573
730
734
745
839
789
850
796
804
3,618
89
91
97
97
100
101
105
254,318 257,562 256,279 262,188 277,312 301,230 280,943 321,818 274,308 280,944 157,654
Fuente: OSINERGMIN.
1.6.1.7.2. Proyección de la Demanda de los Sistemas Eléctricos Aislados
Como se menciona en los balances de energía, la demanda de los sistemas
interconectados representa el 98.5% de todo el sector eléctrico y el 1.5%
correspondería a los Sistemas Aislados. En particular los estudios realizados incluye
la proyección de demanda nacional, tomando en cuenta los sistemas eléctricos
Aislados.
De ellos, el sistema aislado mayor es el sistema Nororiental (Iquitos) que estaría
proyectado a integrase al SEIN a inicios de la segunda década (2020-2030)
mediante la L.T. 220kV Moyobamba – Intermedia – Iquitos.
1.6.1.8.
Evaluación de Interconexiones Internacionales
1.6.1.8.1. Acuerdos de Interconexión
Las interconexiones internacionales y los intercambios de energía entre países es
una tendencia en los mercados eléctricos. El Perú ha seguido esta corriente,
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 291
existiendo a la fecha el Acuerdo 536 de la Comunidad Andina - Marco General para
la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario
de electricidad.
Por otro lado, existe un Acuerdo con el Gobierno de la República Federativa del
Brasil para el Suministro de Electricidad al Perú y Exportación de Excedentes al
Brasil, este acuerdo requiere ser ratificado por el Congreso de la República.
Finalmente, ha participado en los estudios para analizar la iniciativa de acuerdos de
integración energética y la posibilidad de exportación hacia Chile.
Acuerdo 536 de la Comunidad Andina
Este Acuerdo 536 de la Comunidad Andina define el Marco General para la
interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de
electricidad bajo el cual se dan los primeros pasos normativos para el desarrollo de
los enlaces internacionales y los mecanismos para las Transacciones
Internacionales de Energía –TIE de corto plazo.
Bajo este acuerdo se han realizado transacciones de energía entre los sistemas de
Perú y Ecuador a través de una interconexión que tiene limitaciones de capacidad
de transmisión, no obstante el potencial de intercambio es del orden de los 300 MW.
Las restricciones por la cual esta interconexión no se encuentra en operación
continua se deben a aspectos tanto de tipo técnico y regulatorio.
En la parte técnica la restricción es por razones de estabilidad entre los sistemas,
estando pendiente la ejecución de la segunda parte del proyecto que preveía
mejorar las condiciones de transmisión, vía un refuerzo en la transmisión y/o con la
adición del dispositivo back-to-back.
En la parte regulatoria se tienen diferencias en la determinación de los pagos por
potencia, el manejo de las rentas de congestión, entre otros, lo cual impide dar
condiciones simétricas a la exportación e importación.
En la parte de precios, en Perú se tiene que el precio de combustibles, responde a
condiciones de libre mercado en tanto en la parte de Ecuador el precio se encuentra
con subsidios.
Los factores arriba anotados requieren de un trabajo conjunto entre las partes a
efectos de superar las diferencias y obtener los beneficios de las interconexiones
entre estos sistemas como es la complementariedad hidrológica y mejorar de la
seguridad energética.
Acuerdo Perú - Brasil
En cuanto al Acuerdo Perú - Brasil aún pendiente de ratificación por el Congreso de
la República, su objetivo es establecer el marco legal que promueva el desarrollo de
la infraestructura necesaria en el territorio peruano para la producción de
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 292
electricidad destinada a su mercado interno y la exportación de los excedentes de
potencia y energía eléctrica asociada al Brasil, con el objetivo de viabilizar la
interconexión entre los sistemas interconectados nacionales de las Partes.
Los excedentes de potencia y energía eléctrica asociada destinados para la
exportación al mercado brasileño serán definidos por el Estado peruano, conforme
al Art. 3 Inc. C, numeral v. Bajo este acuerdo el Perú sería el exportador neto de
energía, para lo cual se desarrollarían proyectos hidroeléctricos que posiblemente
estén dedicados al suministro de energía para la exportación.
Posibilidad de Exportación a Chile
En el caso de interconexión con Chile, es una iniciativa para la interconexión
internacional de los sistemas eléctricos de los países andinos. Es de relievar que
Chile tiene un mercado que corresponde a un país importador neto de energía.
Dada la posición de Perú en su condición de autosuficiente en términos energéticos
con excedentes factibles de encontrar valor agregado se hace interesante evaluar el
potencial económico que pudiera representar la exportación de electricidad, sin
descuidar las restricciones técnicas que impondrían las alternativa de interconexión
como podría ser el caso de necesidad de una línea HVDC o en su defecto un
sistema de enlace back-to-back dada la diferencia de frecuencias en los sistemas de
Perú y Chile.
1.6.1.8.2. Identificación del Potencial de las Interconexiones
Para el ámbito de las interconexiones se sugiere evaluar las necesidades y
potencialidad de los países limítrofes, en cuyo caso corresponde revisar las
expectativas de oferta y demanda de Ecuador, Colombia, Brasil, Bolivia y Chile.
De las estadísticas disponibles de los países limítrofes, sin incluir Brasil, se observa
que en conjunto su demanda eléctrica anual es del orden de 175,000 GWh, siendo
Chile y Colombia los sistemas mayores que representan el 34 y 33%, seguidos de
Perú con el 18% y luego Ecuador y Bolivia con 12 y 4% respectivamente. Asimismo
las expectativas de crecimiento de demanda en estos países son del orden de 4%
al 6% anual.
Como se ha evaluado en este estudio, bajo estimaciones optimistas al 2040 la
demanda proyectada de electricidad del Perú estaría en el orden de los 25,000 MW,
valor inferior al potencial de generación disponible en el país. También es pertinente
tener en cuenta que en la medida que para la exportación a largo plazo se
comprometen recursos naturales que permiten generar energía de bajo costo, se
requiere evaluar en forma integral todos los factores involucrados en este tema, lo
cual debería formar parte de un estudio ad hoc.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 293
Dentro del estudio de la NUMES, teniendo en cuenta sólo algunos factores entre los
países para las interconexiones regionales se analizan de manera preliminar los
factores siguientes: Recursos energéticos, infraestructura y el marco regulatorio:
En Relación a los Recursos Energéticos: Los países limítrofes cuentan con
recursos energéticos variados: petróleo, gas natural, carbón, biomasa y renovables,
así como un gran potencial hidroeléctrico; siendo un factor característico que estos
recursos no están simétricamente distribuidos, resumiéndose lo siguiente:
• Ecuador dispone de recursos primarios para generación de bajo costo,
sustentado en su potencial hidroeléctrico, aunque se observan restricciones
de suministro en su sistema por la ausencia de inversiones, debido a factores
de coyuntura económica y política que deriva en barreras a las inversiones en
proyectos de generación. En la medida que se desarrollen sus recursos
primarios existe la posibilidad de complementariedad hidrológica que faciliten
el intercambio y se optimicen los costos de generación entre Perú y Ecuador.
• Colombia dispone de recursos primarios para generación de bajo costo,
sustentado en su potencial hidroeléctrico y de gas natural, con inversiones en
proyectos de generación y presencia de excedentes de generación
exportable con costos competitivos y exportaciones de energía eléctrica a
Ecuador por las razones planteadas en el punto anterior. Al igual que con
Ecuador y en la medida que se refuerce la interconexión existente con
Ecuador, se puede también aprovechar la complementariedad hidrológica con
las centrales hidroeléctricas de Colombia.
• Brasil dispone de recursos primarios para generación de bajo costo,
sustentado en su potencial hidroeléctrico y de gas natural, con inversiones en
proyectos de generación. Sin embargo tienen áreas limítrofes con el Perú
donde se presenta déficit y necesidades de energía, dado que actualmente
suministran energía con plantas térmicas.
• Bolivia dispone de recursos primarios para generación de bajo costo,
sustentado en su potencial hidroeléctrico y de gas natural. Al igual que en
Ecuador se observan ausencia de inversiones, debido a factores de
coyuntura económica y política que deriva en barreras a las inversiones en
proyectos de generación. En la medida que se desarrollen sus recursos
primarios existe la posibilidad de complementariedad energética.
• Chile actualmente está al límite en el uso de sus recursos primarios para
generación de bajo costo, siendo un importador neto de energía. En su
sistema norte que limita con el Perú, el parque de generación es
predominantemente de tipo térmico, con los consiguientes efectos de
emisiones de gases de efecto invernadero. Precisamente para asegurar la
operación de sus plantas térmicas en Chile se han construido plantas de
regasificación de gas.
En Relación a la Infraestructura: entendida que la transmisión corresponde a la
parte que facilita las interconexiones e intercambio de energía se tiene lo siguiente:
• Con Ecuador se dispone de un sistema de interconexión, aunque este tiene
una capacidad limitada por factores estrictamente técnicos de estabilidad de
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 294
potencia, los cuales se pueden superar en la medida que se implementen
refuerzos como los sistemas back-to-back, pudiendo alcanzar una capacidad
de intercambio de hasta 150 MW.
• Con Colombia no se dispone de sistemas de transmisión para interconexión,
pero podrían realizarse aprovechando la interconexión existente de este país
con Ecuador, lo cual actualmente les permite un intercambio del orden de 500
MW.
• Con Brasil no se dispone de sistemas de transmisión, observándose una gran
distancia entre los sistemas interconectados para lo cual los sistemas
deberían plantearse ya sea con líneas de Extra Alta Tensión o líneas de
corriente continua HVDC, los cuales serán factibles en tanto hayan bloques
de potencia superiores a los 1,000 MW.
• Con Chile y Bolivia no se dispone de sistemas de transmisión que faciliten la
exportación, siendo que estos países tienen sistemas con frecuencia de 50
Hz, factor considerado como una barrera técnica que puede ser superada con
líneas HVDC.
En Relación al Marco Regulatorio: entendida como las reglas de juego que
facilitan las Transacciones Internacionales de Energía, se tiene:
• Con Bolivia, Ecuador y Colombia es posible desarrollar los acuerdos
respectivos, desarrollando y adecuando el Acuerdo 536 de la Comunidad
Andina que define el Marco General para la interconexión subregional de
sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad.
• Con Chile hay iniciativas e interés de este país en la importación de energía.
En relación al marco regulatorio hay mucha similitud entre Perú y Chile,
principalmente en los sistemas de precios y las reglas de operación del
mercado.
• Con Brasil se tiene el Acuerdo para facilitar la construcción de centrales
eléctrica en el Perú, aunque no ha mostrado avances en los últimos años.
De este breve análisis se observa que los potenciales importadores de los
excedentes de energía del mercado peruano serían Chile y Brasil, lo cual podría
generar beneficios económicos muy importantes, en tanto la exportación y venta de
energía superen los costos de inversión, operación y mantenimiento de la
infraestructura requerida, siendo un beneficio por evaluar lo relacionado a los
aspectos ambientales.
Por ello se sugiere evaluar en mayor detalle los aspectos técnicos, como serían las
líneas HVDC o líneas AC con sistemas Back-to-Back, aspectos legales y
comerciales para la integración con Brasil y Chile, los cuales serían factores clave
para las interconexiones internacionales con estos países.
Por otro lado, el refuerzo y ampliación de capacidad de la interconexión con
Ecuador permitirá en el corto plazo la exportación de excedentes a Ecuador y en el
largo plazo aprovechar los beneficios de la complementariedad hidrológica no sólo
con Ecuador sino también con Colombia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 295
De este análisis cualitativo se desprenden los posibles beneficios que podría
alcanzar el país como consecuencia de las interconexiones internacionales:
•
•
•
•
•
Mayor seguridad de suministro por los intercambios internacionales.
Complementariedad hidrológica y mejor uso de los recursos.
Ingresos por las ventas de energía, producto de la exportación.
Beneficios por reducciones de gases de efecto invernadero.
Crecimiento en el PBI por las exportaciones de energía.
1.6.1.8.3. Conclusiones por la Posición de País Exportador de Energía
En general, dada la posición de exportador neto de energía y de la posibilidad de
tener beneficios económicos por ser exportador de energía, del lado peruano se
debería evaluar lo siguiente:
• Promover el desarrollo institucional para las interconexiones, dando énfasis a
la armonización regulatoria y las condiciones comerciales de las
transacciones internacionales.
• Promover acuerdos de política que promueva la integración eléctrica regional,
que permita al país aprovechar los costos de oportunidad para sus recursos
renovables. Ello va a requerir incluir en la política energética de largo plazo y
dentro de la planificación, los potenciales escenarios de interconexión
eléctrica.
• Promover las interconexiones internacionales, aprovechando los costos de
oportunidad de energía de largo plazo y la posición neta importadora de los
países vecinos, sin descuidar el refuerzo y mejora de confiabilidad y calidad
del sistema de transmisión nacional. Para ello se requiere de reglas y
acuerdos que viabilicen las inversiones en infraestructura.
• Dadas las expectativas de aprovechar los diferenciales de costos de
oportunidad entre mercados exportador e importador, es necesario definir
políticas que permitan que los beneficios de la exportación de electricidad sea
trasladado hacia los clientes del mercado local, para lo cual será necesario
identificar y evaluar mecanismos para que la demanda regulada sea
receptora de los beneficios por las transacciones internacionales de
electricidad o en su defecto que permita elevar el grado de electrificación del
país y reducir la barrera de usuarios sin acceso al servicio eléctrico.
• La integración con los países limítrofes permitirá alcanzar reducciones en
emisiones de gases efecto invernadero de magnitud interesante y crecientes
en la medida que la interconexión integre a un mayor número de países. Esto
debe ser aprovechado por el Perú como un elemento que debe ser
incorporado en las negociaciones de interconexión, dados los impactos
positivos por la reducción de GEI por la interconexión.
• El refuerzo de la interconexión con Ecuador permitirá mejorar la calidad de
servicio, permitiendo mejorar la confiabilidad de suministro entre nuestros
países y el uso de la reserva de generación.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 296
1.6.1.9.
Aportes del Sector Eléctrico
Según la Ley de Canon, Ley N° 27506, los montos que por el concepto de canon
hidroeléctrico por la utilización de dichos recursos para la generación de electricidad
se han fijado actualmente en 50% de la renta de las empresas que operan centrales
hidroeléctricas. Estos recursos económicos se distribuyen a favor de los gobiernos
regionales y gobiernos locales de las circunscripciones, donde esta ubicadas dichas
centrales.
Para el Plan NUMES, se estima que el monto del canon hidroeléctrico de los nuevos
proyectos que entren en el periodo 2012-2040, se incrementaría desde US$ 1.6
millones hasta US$ 250.3 millones cuyo valor presente sería de US$ 508 millones
para dicho periodo.
1.6.2.
Plan de Hidrocarburos
1.6.2.1.
Plan del Subsector Hidrocarburos Líquidos
1.6.2.1.1. Aspectos Relevantes
Marco Regulatorio.- El modelo de desarrollo energético, en actual aplicación, se
sustenta en las siguientes premisas: inversión privada, libertad de precios, respeto a
derechos de propiedad, política de protección ambiental, y un Estado cumpliendo un
rol promotor y regulador. Este modelo ha permitido un abastecimiento de energía en
condiciones adecuadas de calidad y precios; su aplicación ha logrado que los
agentes económicos dispongan de un suministro energético abundante y seguro.
Las actividades de la industria de los hidrocarburos se realizan observando la Ley
N° 26221 – Ley Orgánica de Hidrocarburos – que establ ece el marco institucional
básico así como las modalidades de intervención de los actores públicos y privados.
Entre sus principios fundamentales destaca la creación del régimen de “Contrato
Ley” incluyendo el derecho a la libre disponibilidad de los hidrocarburos y la libertad
de precios en toda la cadena de la industria.
La seguridad y estabilidad jurídica, y la continuidad de la política sectorial han
permitido elevar el nivel de inversiones tanto en exploración y desarrollo en
diferentes cuencas, como en transporte, procesamiento y distribución, en particular
de gas natural. Sin embargo, este marco regulatorio del sector ha sido objeto de
mejoras graduales; (i) ha empezado a tomar en cuenta los impactos
socioambientales; (ii) dado lo reducido del mercado doméstico, ha mantenido
vigente la posibilidad de desarrollar proyectos de exportación; y (iii) ha generado
reglas complementarias e instituciones que aseguran la operación eficiente y
competitiva de todos los operadores.
Por su parte, la empresa petrolera nacional PETROPERÚ, resultado del proceso de
privatización que fuera parte de la reforma sectorial, quedó sin actividades de
exploración y explotación, las que son realizadas por empresas del sector privado.
PETROPERÚ opera casi el 50% de la capacidad de refinación y es responsable
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igualmente del 50% de la comercialización mayorista de productos de petróleo,
además de ser la operadora del Oleoducto Nor-Peruano y ser titular de bandera en
varias estaciones de servicio en el país. Por lo cual la empresa nacional tiene un
importante rol en la comercialización de hidrocarburos líquidos.
Más recientemente, la Ley N° 28840 de Modernización y Fortalecimiento de
PETROPERÚ ha dotado a la empresa de autonomía económica, financiera y
administrativa, a la par de establecérsele un nuevo objeto social que la habilita al
desarrollo de las actividades en todas las fases de la industria y comercio de
petróleo, incluyendo sus derivados, petroquímica básica y otras formas de energía.
Sin embargo, esta Ley necesita reglamentarse para ser aplicada en su integridad. Al
respecto, hay que tener en cuenta que en el futuro los proyectos son más complejos
y que se requiere de un Estado no sólo promotor y regulador sino también de un
Estado planificador y de una empresa petrolera nacional que agregue valor.
Los combustibles líquidos deben aun jugar un rol sustancial en la matriz energética
del Perú en las próximas décadas. Estos combustibles comprenden los productos
provenientes de las refinerías, los hidrocarburos líquidos obtenidos de las plantas de
procesamiento y fraccionamiento de gas, así como los biocombustibles (Biodiesel y
Etanol) que de acuerdo con la norma actual deben mezclarse a los combustibles
tradicionales. Sin embargo, la parte de los hidrocarburos líquidos en el balance
nacional de energía se estima disminuirá y que por otro lado el gas natural y las
otras formas de energía renovable tendrán una participación creciente en la matriz
energética.
El avance económico y la consecuente demanda energética reclaman la realización
de proyectos de petróleo y gas que presentan riesgos técnicos, económicos y
ambientales cada vez más importantes. El marco promotor vigente necesita
ajustarse y completarse para hacer frente a las dificultades financieras y
socioambientales de grandes proyectos indispensables para asegurar el
abastecimiento energético del mediano y largo plazo.
Demanda de Hidrocarburos.- La demanda de combustibles derivados del petróleo y
del gas natural ha estado determinada por la actividad económica (y la
diversificación de ésta) y, por los precios de los combustibles y de las otras formas
de energía. El rápido crecimiento de la economía, la urbanización y la política de
precios establecida desde los 90, así como la disponibilidad en los últimos años de
gas natural de bajo costo, han influenciado el crecimiento de la demanda de
combustibles. De 115 MBPD en el año 1990 la demanda ha pasado a ser 148
MBPD en el año 2000 y 181 MBPD en el año 2010.
Los combustibles líquidos cubren más de la mitad de la demanda total de
energéticos del mercado peruano. Son los más caros, ya que su precio está ligado
al precio del petróleo en el mercado internacional, pronosticado a permanecer
relativamente alto. Son también los más contaminantes; dado que el Perú no
dispone de carbón y el uso de combustibles fósiles tradicionales (leña, bosta, yareta,
entre otros) tiende a disminuir, con lo cual los combustibles líquidos generan casi
todas las emisiones de gases invernadero; y son los menos abundantes, puesto que
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las reservas de gas natural y el potencial hidroeléctrico del país en unidades
equivalentes son varias veces superiores a las reservas de petróleo crudo.
En el siguiente gráfico podemos observar la evolución de la demanda en la última
década:
Gráfico N° 1.6.26: Demanda de Combustibles Líquidos (2000-2010)
Fuente: Elaboración propia a partir de estadísticas del MEM.
Es importante analizar la tendencia de la demanda de los principales productos:
• El Diesel es el combustible de mayor demanda. Contribuye a satisfacer
aproximadamente el 46% de la demanda de combustibles del país. Este
combustible es usado principalmente en el transporte de personas y carga,
en las industrias y en la generación eléctrica.
Actualmente, existe una disposición legal que obliga a reducir el contenido de
azufre en el Diesel a 50 ppm. Esta obligación ha comenzado a ser puesta en
práctica en el mercado de Lima y Callao. En provincias el Diesel se está aún
comercializando bajo la norma anterior, es decir con un contenido de azufre
de hasta 5,000 ppm. Se espera que el mercado de provincias pase a cumplir
la obligación de 50 ppm a partir del año 2016, fecha en la cual se espera
también que se tengan ejecutados los proyectos de modernización de las
refinerías nacionales.
Sin embargo, hay que tener en cuenta la producción de Diesel con un alto
contenido de azufre obtenido de las refinerías de la selva cuyo actual
esquema de refinación no permite la obtención de un Diesel de mejor calidad.
Tomando en cuenta las características de estas refinerías y sus posibilidades
de reducir con mejoras en el crudo tratado y mezclas el contenido de azufre
de sus productos blancos debajo de 5,000 ppm, se tendrán que dar por un
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cierto tiempo normas de excepción para estos mercados y esperar unos
cuantos años más con una norma intermedia que la obligación de la
comercialización de Diesel B5 de 50 ppm de contenido de azufre se
uniformice a nivel nacional. Sin un análisis cuidadoso de precios e impuestos
este escenario en la zona selva podría generar un desplazamiento de la
demanda y con ello se incentivaría el contrabando.
• El GLP es el combustible que ha tenido el crecimiento más rápido en los
últimos años, aproximadamente 10% por año. El factor más importante detrás
de la rápida penetración del GLP no ha sido su precio sino la mayor
disponibilidad del producto. Hasta mediados del 2004 el país fue importador
de este producto, con el inicio de la explotación del Gas Natural de Camisea
se ha logrado revertir la situación. El GLP suministrado en cilindros de 10 Kg.
contribuye a satisfacer la demanda del sector residencial-comercial y en
menor proporción la demanda del parque industrial y automotor.
El precio del GLP ha sido el de paridad de exportación bajo un compromiso
entre el gobierno y los productores de GLP, quienes venden el producto a un
precio inferior al precio de exportación. Actualmente PETROPERÚ está
buscando participar en este mercado y reducir el número de intermediarios
en la cadena de comercialización con el propósito de lograr una baja del
precio de este producto.
• Las Gasolinas han mostrado en los últimos años una ligera reducción en su
demanda debido al proceso de sustitución de este combustible, primero por
el Diesel y el GLP y, luego por el Gas Natural Vehicular (GNV). No obstante,
el crecimiento de la economía nacional y la mejora del poder adquisitivo de
los peruanos ha traído consigo un crecimiento de autos particulares a
gasolina notablemente a partir del 2008 en adelante; situación que continuará
sobre todo en provincias en donde aún no existe la infraestructura necesaria
para el abastecimiento de GNV.
Las Gasolinas se venden al igual que el Diesel con un contenido de azufre
que debe generalizarse en las 50 ppm, bajo diferentes octanajes: 84, 90, 95,
97 y aun 98. Una reducción del número de octanajes (por ejemplo a una
Gasolina Regular de mínimo 90 octanos y a una Gasolina Superior de
mínimo 95 octanos) debería mejorar la eficiencia y la competencia en el
sector.
• La demanda de Kerosene ha sufrido un gran impacto, por un lado del ajuste
de los precios relativos que ha favorecido su sustitución en el sector
residencial-comercial por el GLP y, finalmente por la eliminación en el año
2010 del Kerosene de la cadena de comercialización. Por otro lado el Turbo,
usado en la aviación comercial, sin embargo ha mantenido un crecimiento
constante ligado al crecimiento económico del país.
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• Los Petróleos Industriales (fuel oil) muestran una reducción significativa en su
consumo principalmente por el efecto sustitución por el gas natural, el Diesel
y el GLP en el sector industrial y en el de generación eléctrica.
La proyección de la demanda de cada tipo de combustible y por sector se realizó
como parte de la proyección de la demanda de los energéticos en general
presentada en el numeral 1.4.5.1.
Precios.- De acuerdo a lo establecido en la Ley N° 26221, los pre cios se rigen por la
oferta y la demanda, es decir se desprende que los consumidores tienen la
capacidad de elegir la forma de aprovisionamiento de combustible de acuerdo al
nivel de oferta que exista en el país y a nivel internacional, todo esto en un marco de
relativa insuficiencia de petróleo crudo y de combustibles derivados de producción
local.
En el año 2004, debido a la alta volatilidad que tienen los precios de los
combustibles en el mercado internacional, el Ministerio de Energía y Minas en
coordinación con el Ministerio de Economía y Finanzas, estableció a través del
Decreto de Urgencia 010-2004, un mecanismo de estabilización de precios para los
combustibles derivados del Petróleo, minimizando el impacto que tiene la alta
volatilidad de estos precios sobre el precio final a los consumidores nacionales.
Conviene sin embargo anotar que el Fondo para la Estabilización de los Precios de
los Combustibles es un mecanismo para resolver problemas de coyuntura ligados a
la alta volatilidad de los precios internacionales y no tiene nada que ver con
tendencias de largo plazo que se analizan en el plan.
Asimismo, el Estado interviene estableciendo las exigencias técnicas de calidad que
deben cumplir los combustibles que se comercialicen en el mercado interno y
promoviendo la transparencia, esto último con el fin reducir la asimetría de
información en la formación de precios entre los consumidores y los productores.
Con el objeto de promover el desarrollo de la Amazonía, el Estado promulgó la “Ley
de Promoción de la Inversión en la Amazonía” que establece que los combustibles
comercializados en los departamentos de Loreto, Madre de Dios y Ucayali, se
encuentran exonerados del IGV y del ISC, lo cual significa que el precio de los
combustibles comercializados en esos departamentos no se encuentra afectado por
estos impuestos. Esta exoneración no ha tenido el efecto deseado sino más bien ha
incentivado al desarrollo del contrabando de combustibles en la zona, con lo cual se
han desalentando las inversiones para la instalación de empresas formales de
ventas de combustibles en desmedro de la aplicación de medidas de seguridad en
este segmento de la industria. Si bien el mercado de la Selva es de menor cuantía
convendría encontrar una respuesta al problema planteado, más aun si se deben
agregar normas de excepción para evitar el cierre de las refinerías al momento de
buscar uniformizar las normas de contenido de azufre.
Oferta de Petróleo.- La producción de petróleo crudo en la última década ha
disminuido de 96,300 barriles por día en el año 2001 a 72,700 barriles por día
actualmente debido al poco esfuerzo y al poco éxito de la actividad exploratoria. La
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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caída de la producción ha sido notable en la zona de Selva, en especial en los lotes
1AB y 8 en donde la falta de crudos livianos ha traído como consecuencia el cierre
de campos de crudos pesados que cuentan con las mayores reservas del país.
El Plan propuesto busca revertir esta tendencia, empezando por incrementar las
reservas de hidrocarburos. En los últimos años se ha incrementado el número de
contratos suscritos, llegándose actualmente a tener 87 vigentes. La respuesta del
Gobierno comprende (i) para el corto plazo, incentivos para la puesta en producción
de las reservas probadas y probables existentes, buscando lograr la integración
vertical de PETROPERÚ en todas las zonas del país; empezando en el Noroeste la
zona con mayor producción y con el proyecto de crudos pesados en la zona con la
declinación más pronunciada, y; (ii) en relación al largo plazo, incentivando la
exploración y desarrollo de campos de gas y de petróleo, su procesamiento y su
puesta a disposición prioritaria para el mercado interno.
Gráfico N° 1.6.27: Producción Total de Petróleo Cru do 2000-2010 (MBPD)
Fuente: Elaboración propia a partir de estadísticas del MEM.
La oferta de petróleo crudo incluidos los condensados del gas natural no es
suficiente para abastecer con crudo a las refinerías durante todo el periodo de
análisis de este estudio. Al respecto, existe una limitación para el arribo de buques
tanques de gran capacidad, ya que el calado de los terminales no permite su
entrada a los puertos, con la excepción de la Bahía de Bayóvar. Esta bahía tiene
una excelente ubicación (costa norte, cercana al Ecuador) y es el punto terminal del
Oleoducto Nor Peruano construido para el transporte de crudo de la Selva Norte.
Ante esto, se ha formulado un proyecto denominado Hub Bayóvar, que consiste en
la construcción de un muelle de carga líquida y tanques adicionales de
almacenamiento de petróleo crudo y productos derivados.
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Oferta de Combustibles Líquidos.- En el Perú existen 7 refinerías de petróleo cuya
capacidad y complejidad no es suficiente para abastecer el mercado nacional45. Los
proyectos de modernización de las Refinerías de Talara y Pampilla deben
materializarse y entrar en producción el año 2016. Incluyen la ampliación,
modernización y modificación, de una parte de las instalaciones existentes, y la
inclusión de nuevas unidades de procesos con el fin de responder a la demanda
creciente y cumplir con las exigencias medio ambientales, en particular la reducción
del contenido de azufre en el Diesel y las gasolinas. Al respecto, actualmente existe
la obligatoriedad de comercializar el Diesel en la zona de Lima y Callao con un
contenido máximo de azufre de 50 ppm, el cual se viene importando, debido a que
el esquema actual de las refinerías no permite su producción en cantidad y calidad
adecuadas.
La historia demuestra que los límites del contenido de contaminantes dentro de los
combustibles han ido reduciéndose, es decir los estándares de la calidad se van
gradualmente haciendo mucho más exigentes, por lo cual se debe tener una
previsión que en el corto plazo nacerán mayores exigencias como por ejemplo la
reducción en la producción de los aromáticos, nafténicos, etc. Asimismo, teniendo
en cuenta la futura disponibilidad de crudos pesados, las instalaciones de las
unidades de conversión permitirán obtener un mejor rendimiento en productos de un
mayor valor agregado. Es así que a la fecha se busca una alternativa de solución
frente a este problema con la ejecución de proyectos de modernización de las dos
más importantes refinerías del país, que incluyen procesos de conversión que
permiten optimizar el rendimiento de los cortes pesados obtenidos.
Otro punto a tomar en cuenta frente a la creciente demanda de productos, es la
situación de los terminales y plantas de ventas cuyos contratos de concesión
vencen en el año 2013. Existe un déficit de capacidad de almacenamiento y mejoras
técnicas por efectuar. Así el GLP y lo demás derivados se transportan por camiones
y los terminales marítimos que fueron diseñados para buques tanques de hace 20
años no han sido adaptados a las características de los actuales buques de
cabotaje, con un mayor calado, dimensiones y tonelaje. Estas limitaciones hacen
ineficiente la logística nacional, encareciéndola y dejándola rezagada con respecto a
las prácticas internacionales de transporte de combustibles.
45
El sector privado y la empresa petrolera nacional comparten casi en partes iguales la capacidad de refinación.
Tres refinerías son operadas por privados: Relapasa por Repsol, refinería Shiviyacu por Pluspetrol, y
refinería Pucallpa por Maple. La Refinería La Pampilla S.A. (Relapasa), ubicada en el departamento de Lima
(el principal mercado de combustibles del Perú), es la refinería más importante en términos de capacidad de
procesamiento de 102 MBD (en unidad de destilación primaria – UDP) y capacidad de almacenamiento
(4,869 Miles de Bbl); asimismo, dispone de craqueo catalítico. Las cuatros restantes son operadas por
PETROPERÚ; la refinería Talara, ubicada en el departamento de Piura, es la principal refinería de la
empresa petrolera nacional y la segunda más importante del país (62 MBD de capacidad de procesamiento),
esta refinería dispone de una unidad craqueo catalítico y es la más antigua del País. Las otras 3 refinerías de
PETROPERÚ están ubicadas en Lima (Refinería Conchán), Loreto (Refinería Iquitos), y Amazonas
(Refinería el Milagro), son de menor escala.
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Gráfico N° 1.6.28: Producción de Derivados en las R efinerías del País
1990-2010 (MBPD)
Fuente: Elaboración propia a partir de estadísticas del MEM.
Oferta de Líquidos de Gas Natural.- Los LGN cuentan por más de la mitad de la
producción nacional de hidrocarburos líquidos y conforme se desarrollen los
proyectos de gas su producción deberá aumentar. Actualmente tenemos una
producción aproximada de 85 MBPD y se estima que para entre los años 2020 y
2025, cuando la explotación del potencial actual de gas llegue a su punto máximo,
deberá tener una producción de casi 200 MBPD, esto incluye los líquidos a ser
transportados por TGP y el Gasoducto del Sur - e incluyendo el volumen de etano.
Además de su impacto económico, especialmente a nivel de la balanza comercial,
los condensados provenientes de Camisea usados en el mercado interno (el GLP y
el Diesel) han tenido un efecto muy positivo en la reducción de las emisiones de
gases contaminantes en las ciudades. Siendo el transporte vehicular el que más
contribuye a la contaminación del aire sería conveniente - en el corto plazo - renovar
los esfuerzos de implementación de las normas vigentes al respecto, incluyendo (i)
la mejora de la circulación vial y (ii) la reducción del contenido de azufre en los
combustibles vehiculares en las ciudades de provincias. Para el largo plazo,
conforme aumente la demanda del sector transporte son indispensables un mayor
número de proyectos de transporte masivo de pasajeros y de la infraestructura del
sector para el transporte de pasajeros y de carga (aéreo, naval, fluvial, etc.).
Oferta de Biocombustibles.- El Diesel B5, que actualmente obliga la norma, está
formulado con un 95% de Diesel producido en las refinerías y 5% de B100.
Inicialmente esta formulación era para un Diesel B2 con 2% de B100. El etanol
actualmente se mezcla en una proporción del 7.8% con la gasolina de las refinerías
para la producción Gasohol comercializado en diferentes octanajes.
La comercialización de los biocombustibles ha permitido fomentar el desarrollo
agropecuario de estos productos, la generación de empleos y la disminución de la
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contaminación ambiental. Asimismo ha permitido sustituir determinado volumen de
gasolinas y Diesel de la demanda total del mercado interno.
Mientras que la demanda de etanol es abastecida por la planta que opera Caña
Brava y en el corto plazo se espera la puesta en producción de la planta de Maple,
que podría llegar a generar excedentes exportables; en el caso del biodiesel (B100)
se tienen operando 3 plantas: Palma del Espino, Heaven Petroleum y PureBio
Fuels, las cuales no logran operar al 100% de su capacidad debiendo importarse
biodiesel de Argentina producido de manera más competitiva con soja.
Disponibilidad de los Hidrocarburos. Su disponibilidad depende de la incorporación
de nuevas reservas tanto de petróleo crudo como de gas y condensados, del
desarrollo de las reservas probadas, de la infraestructura de transporte,
procesamiento y comercialización y, en general, de un marco normativo que permita
obtener las inversiones requeridas y que ayude a lograr un nivel de competencia
suficiente en los diferentes mercados entre operadores nacionales y extranjeros.
La evolución de las cifras de reservas ha sido función de los cambios tecnológicos y
de las variaciones del precio del petróleo, así como de las inversiones de riesgo y la
importancia de los descubrimientos. El análisis de estas cifras permite estimar la
tasa de éxito de la exploración de hidrocarburos en las distintas cuencas del país.
Cabe precisar que la tasa de éxito en la exploración por gas en la zona de Camisea
y en la Cuenca Madre de Dios ha sido de 100%, lo cual incentiva nuevos programas
de exploración y demuestra la existencia de un gran potencial de gas natural en esta
zona.
En el resto de cuencas se ha observado que el éxito de la exploración y con ello la
incorporación de nuevas reservas no ha tenido un comportamiento regular;
básicamente no todos los años han habido descubrimientos comerciales. En los
últimos 20 años (del año 1991 al 2011) y en cada una de las cuencas sedimentarias
exploradas la incorporación anual de reservas no ha sido una cantidad constante de
barriles ya que existen éxitos y caídas en los descubrimientos, por lo cual
observamos un curva zigzagueante de evolución.
Los líquidos del gas natural provenientes de los yacimientos de Camisea y Aguaytía
así como los extraídos del gas asociado a la producción de crudo en el Noroeste
generan una oferta significativa de GLP, naftas y condensados, que junto con los
productos refinados han permitido atender la demanda creciente del mercado, en
particular la demanda de GLP y Diesel. Sólo las naftas son exportadas para ser
usadas como materia prima para la petroquímica.
Una evaluación y análisis crítico de las reservas dentro de una perspectiva de
planificación a 30 años se adjunta en el siguiente cuadro. Adicionalmente se incluye
una referencia al Proyecto de Crudos Pesados, proyecto clave para aumentar la
producción en los próximos años, y al rol que PETROPERÚ debería jugar para su
rápida implementación.
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Visión Crítica de las Reservas de Hidrocarburos.
La configuración de un Plan Energético a 30 años tiene que ver, entre otros aspectos claves, con la posibilidad de
desarrollar los recursos de petróleo y gas del país a efectos de atender la demanda de energía de una manera
sustentable, en lo económico y lo socioambiental a través de todo este periodo. En ese sentido, el análisis crítico que
aquí se hace no se refiere a metodologías alternativas de medición de los recursos y las reservas, sino más bien con su
posible evolución y utilización.
Las opciones de exploración de los diversos planes analizados en este Estudio, y en particular del Plan NUMES,
subrayan que para “encontrar hidrocarburos hay que invertir en exploración con un riesgo sustancial”. Ahora bien, previo
a ello debe mediar el interés del futuro Contratista en hacer esta actividad, confiando en que si se encuentran
hidrocarburos sería posible evacuarlos hasta los mercados a través de la infraestructura necesaria en forma económica.
Adicionalmente, los esfuerzos exploratorios (líneas sísmicas, pozos exploratorios) y posteriormente el desarrollo de las
reservas descubiertas requieren del cumplimiento de normativas de seguridad y socioambiental.
Cuando la temática del abastecimiento es abordada de esta manera, queda claro que la visión crítica de las reservas
involucra lo descrito en el párrafo anterior, significando en términos prácticos ir adicionando a las reservas Probadas
aquellas que provienen del desarrollo de las reservas Probables y ampliando estas últimas con las que provienen de las
Reservas Posibles, esto es transformando recursos en reservas. Todo ello a efectos de sostener la demanda prevista en
el Plan Energético.
Las cuestiones críticas en materia de ampliación, desarrollo y destino de las reservas de petróleo y gas abarcan
cuestiones de decisiones políticas plasmadas en objetivos de política energética, normativas, económicas y
socioambientales. Estas se describen y analizan a continuación:
La Masificación del Gas Natural. Entendiendo por ello la mayor utilización del gas aprovechando sus ventajas
económicas y ambientales en relación a otros combustibles; y la extensión regional en su consumo; formaron parte de
los Atributos – representando un objetivo de política energética- valorados para elegir la NUMES.
Atraer las inversiones necesarias a la actividad de exploración. Se proyecta que el gas natural alcance al final de los 30
años una participación del 40% en la matriz de generación eléctrica. Asimismo, la demanda creciente de los otros
sectores del mercado interno, en el escenario optimista, la penetración del gas tendría una tasa de aumento promedio de
9% por año.
Con ello, las inversiones (CAPEX & OPEX) en upstream, midstream y downstream previstas para asegurar este
desarrollo de la industria del gas alcanzan los US$ 9,508 millones, lo que significa que el esfuerzo exploratorio deberá
estar acompañado de los incentivos a desplegar la actividad asumiendo riesgos económicos pero minimizando los
riesgos político – regulatorios.
Para evaluar si disponemos de reservas es clave entender la manera como la industria de los hidrocarburos categoriza
las reservas:
•
Reservas Probadas (P1) > con pozos en explotación y acceso al mercado; en lotes en los que los operadores
han declarado comercialidad, y las consignan en sus estados financieros.
•
Reservas Probables (P2) > descubiertas con pozos, pero aun sin acceso al mercado. Esperan proyectos de
desarrollo.
•
Reservas Posibles (P3) > identificadas por estudios geofísicos, con un alto grado de certeza.
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Libre Disponibilidad y Prioridad del Abastecimiento Interno. La libre disponibilidad de los hidrocarburos y la libre
negociación de los precios fueron y son los pilares en que se asientan las inversiones de los contratistas de exploración y
explotación. Ahora bien, esta política no puede ser en desmedro del abastecimiento interno, que es una prioridad, y de
allí que ha sido necesario generar un nexo entre ambos conceptos, que en principio parecieran contraponerse (libre
destino y uso, y prioridad de abastecimiento en el mercado interno). El nexo depende en gran medida en una política de
precios coherente. La política de precios debe alentar la oferta del gas hacia el mercado interno y en ese sentido no es
sostenible en el largo plazo una política de desacople de los precios del gas de libre disponibilidad en el mercado del
costo de oportunidad que puede significar atender el mercado externo. El mercado “amplio” es un atractivo para atraer
inversiones a las actividades de
exploración y desarrollo. Ahora bien, cuando el mercado tiene una naturaleza
greenfield, y está en sus comienzos, las tasas de crecimiento de la demanda por sustitución y nuevos proyectos puede
ser muy importante y variable, como bien ha quedado expuesto en el diagnóstico y el análisis de los diversos escenarios
evaluados en este Estudio. En algunos de los escenarios (planes y futuros) se verificó, tal cual se ha registrado en países
vecinos ricos en recursos de gas, que luego de comenzar a exportar Perú podría estar en pocos años necesitando de
importaciones de gas natural. Estas cuestiones dan mérito a que los permisos de exportación se otorguen luego de
asegurarse que como mínimo se puede abastecer al mercado interno por un plazo de 15-20 años.
Desarrollo de la Infraestructura. Crear mercados de gas natural significa conectar la oferta con la demanda vía
infraestructura de transmisión y distribución. En ese sentido llevar el gas a más usuarios con una mayor diversificación
regional (descentralización del consumo, hoy principalmente en Lima- Callao) significa dos cosas: valorar las reservas
creando un mercado y alcanzar los objetivos de política.
Los gasoductos Norte y Sur requieren de compromisos de inversión, consumos anclas y un diseño tarifario que
financieramente facilite a usuarios y a los futuros concesionarios llevarlos a cabo. En ese sentido, la norma vigente que
dispone la Tarifa Única de Transporte de Gas Natural (TUTGN) es un paso en ese sentido, pero se deberá cuidar que
este mecanismo tarifario no signifique desalentar mercados existentes o viabilizar emprendimientos que son netamente
antieconómicos.
Licencias Socioambientales - En numerosos informes se han levantado “los costos y los beneficios” socioambientales
que traen las operaciones de la industria del petróleo y del gas. Es recurrente que los contratistas encuentren dos
problemas igualmente importantes para llevar adelante sus operaciones. El de una cierta oposición a las actividades que
deben desarrollar por parte grupos locales y por ONGs internacionales y los tiempos burocráticos impredecibles que
retrasan significativamente los proyectos.
Con relación a la oposición a las actividades de la industria del petróleo y gas es conveniente señalar que persiste una
falta de información sobre los progresos logrados con la utilización de nuevas tecnologías que reducen significativamente
la huella de la industria. Por ejemplo el proyecto de desarrollo de las reservas de gas y condensados de los lotes 56 y 88
hasta la fecha ha tenido una huella equivalente a 0.07 % de la superficie de estos lotes. Esta falta de información hace
que la población asimile a la industria con la minería o con experiencias de explotaciones de hace varias décadas en que
se tenía poco cuidado con el entorno y recursos locales, y se arrojaba agua de formación a los ríos o se quemaba
indiscriminadamente el gas asociado.
Con relación a lo segundo, la tramitación de permisos para el levantamiento de líneas sísmicas o la perforación de pozos
exploratorios toman un tiempo considerable hasta su aprobación -más de un año- y se puede estar solicitando un estudio
ambiental que prácticamente no significaría nada nuevo sobre lo ya conocido a través de estudios ambientales previos
en la misma zona. La falta de una reglamentación fina que diferencie los estándares ambientales a usarse según las
zonas y la falta de capacidad técnica de las instituciones hacen que se pierda de tiempo y se incrementen costos. En ese
sentido, crear una Línea de Base en materia de información ambiental será un paso positivo en la reducción de costos y
tiempos, tendría un efecto altamente positivo en la búsqueda de nuevas reservas.
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Reglamentación de la Ley de Consulta Previa
Recientemente ha sido aprobada la Ley Nº 29785, Ley del derecho a la consulta previa a los pueblos indígenas u
originarios, reconocidos en el Convenio 169, la cual establece busca que estos pueblos sean consultados de manera
previa a la adopción de medidas legislativas o administrativas que puedan afectarlos. Su objetivo es alcanzar un acuerdo
o consentimiento entre el Estado y los pueblos indígenas y originarios sobre la mejor manera de implementar las
medidas o proyectos salvaguardando sus intereses y cultura.
Dentro de las actividades más importantes que se desarrollan en el sector hidrocarburos y que se encuentran dentro de
los alcances de la ley, podemos mencionar:
−
Concursos públicos o solicitudes para desarrollar Actividades de Exploración y Explotación (Suscripción de
contratos de Licencia o Servicio) (art. 10 LOH).
−
Otorgamiento de concesión de Transporte de Hidrocarburos por Ductos y Distribución de Gas Natural por red
de ductos.
−
Autorizaciones para instalación de Plantas de Refinación y procesamiento de hidrocarburos, Petroquímica, etc.
Existen vacios e imprecisiones sobre los alcances de la Ley que podrían tener repercusión sobre la inversión privada,
entre ellos podemos citar:
-
Falta de precisión de los alcances de “medidas legislativas” o “medidas administrativas”, es decir los actos que
-
Quienes son los pueblos indígenas u originarios según los alcances del Convenio 169 de la OIT
-
Determinar cuándo un pueblo indígena u originario participa válidamente en el proceso de consulta, es decir
estarán dentro de dicho alcance,
cuándo formalmente tiene este derecho a la consulta y si está facultado para que sus representantes
participen.
-
Se precise en qué momento especifico se realizará la consulta previa, en el proceso de aprobación de una
norma o la emisión de un acto administrativo.
Cabe precisar que respecto a este último punto el Convenio 169 de la OIT considera a los pueblos indígenas por el
hecho de descender de poblaciones que habitaban en el país o en una región geográfica a la que pertenece el país en la
época de la conquista o la colonización o del establecimiento de las actuales fronteras estatales y que, cualquiera que
sea su situación jurídica, conservan todas sus propias instituciones sociales, económicas, culturales y políticas, o parte
de ellas. Por su parte, considera a los pueblos tribales, a aquellas cuyas condiciones sociales, culturales y económicas
les distingan de otros sectores de la colectividad nacional, y que estén regidos total o parcialmente por sus propias
costumbres o tradiciones o por una legislación especial.
Los aspectos citados deberán ser normados con claridad en el Reglamento de la Ley, lo que ayudaría a reducir tiempos
e incertidumbres tanto para el Estado como para el inversionista. Implementar la Ley de Consulta Previa a través de su
reglamentación, conllevará también a que el Estado al ser responsable de la consulta previa, necesariamente va a tener
que mejorar la capacidad de sus instituciones, como capacitación de su personal, implementación de áreas u oficinas
especializadas, implementar una completa base de datos que permita contar con toda la información de los poblados y
sus áreas.
Con respecto al transporte de hidrocarburos se cuenta una infraestructura de ductos
para el gas natural, líquidos de gas natural y el petróleo crudo, además de una
primera red de distribución de gas natural en Lima y una serie de terminales y
plantas de ventas para el comercio de productos derivados. Específicamente para el
petróleo se cuenta con el Oleoducto Nor Peruano (ONP) que cruza la selva norte
peruana hasta llegar a la costa al Puerto de Bayóvar; y asimismo, contamos con una
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flota de transporte marítimo que permite trasladar el crudo hasta las plantas de
procesamiento. Cabe indicar que la Refinería Talara cuenta con un sistema de
suministro de petróleo crudo de la zona, estos volúmenes son suministrados
mediante un sistema de ductos de recolección. PETROPERÚ trabaja actualmente
un proyecto para ampliar la capacidad del ONP y del terminal de Bayóvar de
manera a que pueda servir al desarrollo de nueva producción de crudos pesados.
Existe por otro lado un ducto de transporte de Líquidos de Gas Natural desde los
yacimientos de Camisea paralelo al sistema de gasoductos de TGP con un proyecto
en ejecución de ampliación que termina en la planta de fraccionamiento de Pisco,
donde se separan estos líquidos para su posterior comercialización. El Proyecto de
Gasoducto al Sur incluye también además del gasoducto un ducto para
condensados que se espera incluya facilidades para el transporte y separación del
Etano para la petroquímica.
Factores Clave y Desafíos. A modo de síntesis de esta sección, en el siguiente
cuadro se presentan los factores clave que plantean varios desafíos institucionales y
de organización del sub sector hidrocarburos líquidos, en pos de alcanzar los
objetivos de política energética.
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Cuadro N° 1.6.28: Factores Clave/Desafíos Hidrocarb uros Líquidos
Factores Clave
Problema / Barrera / Desafío
1. Sostenimiento de la
actividad de Exploración y
Producción de
Hidrocarburos (E&P) en el
Largo Plazo.
2. Desarrollar y adecuar la
infraestructura de
transporte y de logística
para la comercialización
de los volúmenes de GLP
e Hidrocarburos líquidos
que demandará el
mercado interno.
3. Ajustar la política de
libertad de precios de los
derivados de manera de
preservar las condiciones
de competencia a lo largo
de la cadena.
4. Adecuar la calidad de los
productos derivados a los
nuevos estándares
internacionales.
Mantener la política de apertura a la inversión de
alto riesgo, bajo el modelo de estabilidad contractual,
de libre disponibilidad y precios de mercado.
Mantener la opción de exportación a fin de sostener
la actividad E&P a través de la continuidad de los
programas de exploración y por ende la
incorporación de nuevas reservas necesarias para
satisfacer prioritariamente la demanda del mercado
interno y los compromisos de exportación.
Finalizar
la
instrumentación
regulatoria
socioambiental
y
dotar
a
las
entidades
gubernamentales con la capacidad técnica y
económica que permita acelerar los proyectos E&P.
Adecuar el Oleoducto Nor Peruano para la
movilización de crudos pesados y el terminal hub de
Bayóvar para la recepción de embarcaciones de
crudo de mayor calado y capacidad.
Las concesiones de los terminales concluye en el
año 2013 y aún no hay planeamiento para desarrollar
una nueva infraestructura que satisfaga los
requerimientos de mediano y largo plazo y que
cumpla con los estándares internacionales vigentes
para el transporte marítimo.
Otorgar nuevas concesiones evitando que la libertad
de precios y la libertad de empresa, colisione con los
objetivos de infraestructura que asegure la
sostenibilidad del suministro y comercialización de
combustibles.
Promover el equilibrio entre la libertad de fijar
precios por parte de las empresas productoras y
comercializadoras de combustibles y la necesidad de
tener un acceso generalizado de productos con altos
estándares de calidad, evitando subsidios indirectos
generalizados, la informalidad y los márgenes
excesivos, de manera que se minimice el impacto de
la alta volatilidad de los precios internacionales y se
incentive a la reducción de los precios en el mercado
interno.
En el contexto de la política de calidad de aire,
continuar con la reducción de contaminantes en los
combustibles (azufre, aromáticos, entre otros)
adecuando el esquema de refinación del país y
promoción de biocombustibles nacionales dentro de
la formulación de los combustibles motor. Esto debe
hacerse en paralelo con las mejoras del parque
vehicular y la reorganización del sector transporte en
las ciudades.
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Factores Clave
Problema / Barrera / Desafío
5. Reformular el Rol del
Integrar verticalmente a PETROPERÚ, dándole
Estado agregando a las
acceso a una producción propia de hidrocarburos,
funciones de promoción y
indispensable para asegurar su viabilidad a largo
regulación, actividades
plazo y elevar el valor de la empresa, así como
empresariales que
fortalecer la seguridad en el abastecimiento nacional
agreguen valor y faciliten
de petróleo y de sus derivados a nivel nacional, de la
la ejecución de proyectos
misma manera que las grandes Empresas Petroleras
complejos.
Nacionales.
Fuente: Elaboración propia.
1.6.2.1.2. Acciones y Programas
A continuación se listan las acciones y programas del Plan de Hidrocarburos
Líquidos para abordar los factores clave desarrollados en la anterior sección.
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Cuadro N° 1.6.29: Planes/Programas y Acciones
Factores Clave
Plan (Mandatorio) /
Programa (Referencial)
Acción
Sostenimiento de la
actividad de
Exploración y
Producción de
Hidrocarburos (E&P)
en el Largo Plazo.
Desarrollar el marco reglamentario para
las operaciones en Noroeste, off shore,
selva y reforzar la capacidad del sistema
Adecuar la regulación
nacional de evaluación y supervisión
socioambiental a las
medio ambiental.
diferentes regiones del
Reglamentar la Ley de la Consulta
país y a la expectativa de
previa para las actividades en territorios
participación de las
de pueblos indígenas.
comunidades.
Adecuar la Ley del Canon de manera
que los recursos se distribuyan
eficientemente,
incluyendo
a
las
comunidades involucradas.
2.
Desarrollar y adecuar
la infraestructura de
transporte y de
logística para la
comercialización de
los volúmenes de
GLP e Hidrocarburos
líquidos que
demandará el
mercado interno.
Implementar los proyectos
de:
Adecuación del
oleoducto para
Adecuar la política de precios y tarifas
transportar crudos
que generen incentivos para la ejecución
pesados
y operación de estos proyectos,
Hub portuario de
incluyendo obligaciones de inversión que
Bayóvar.
permitan
afrontar
incrementos
de
Poliducto GLP Piscodemanda.
Lima
Concesionar los
terminales y plantas de
venta.
3.
Ajustar la política de
libertad de precios de
los derivados de
manera de preservar
las condiciones de
competencia a lo
largo de la cadena.
Actualizar el marco legal.
Seguir con cuidado las variaciones
estructurales en las diferentes etapas de
la
producción,
transporte
y
comercialización de manera de promover
normas que preserven la competencia,
evitando subsidios indiscriminados.
Actualizar el marco legal.
Dar cumplimiento al marco legal vigente
en términos de reducción del contenido
de azufre en los combustibles y
desarrollar nuevas exigencias conforme
con las nuevas tecnologías y estándares
internacionales.
1.
4.
Adecuar la calidad de
los productos
derivados a los
nuevos estándares
internacionales.
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Factores Clave
5.
Reformular el Rol del
Estado agregando a
las funciones de
promoción y
regulación,
actividades
empresariales que
agreguen valor y
faciliten la ejecución
de proyectos
complejos.
Plan (Mandatorio) /
Programa (Referencial)
Acción
Desarrollar un plan empresarial de largo
plazo, con una visión estratégica que
maximice el aporte de la empresa en
función de las exigencias del país,
Adecuar el marco legal,
completando
la
participación
de
reglamentando la Ley de
inversionistas privados.
Reestructurar
organizacionalmente
Modernización de
PETROPERÚ, facilitando
PETROPERÚ a fin de que pueda tener
su regreso al upstream y
las herramientas de gestión adecuadas
para afrontar estos nuevos proyectos.
su incursión en
proyectos de gas natural Promover la cotización de un porcentaje
y de petroquímica.
de la empresa en Bolsa a fin de impulsar
un manejo corporativo de la empresa
más eficiente, así como de atraer nuevos
capitales que permitan afrontar las
nuevas inversiones.
Fuente: Elaboración propia.
1.6.2.1.3. Resultados Esperados
En relación al nivel de incorporación de reservas, estos resultados muestran que el
nivel de reservas al final de cada periodo de la proyección es casi equivalente:
mientras que en el futuro conservador se descubre menos pues hay menos
inversión, también se produce menos por la misma razón (menor inversión).
Gráfico N° 1.6.29: Evolución de las Reservas de Pet róleo Futuro Conservador WTI Base (Miles de Barriles)
Fuente: Elaboración propia.
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Gráfico N° 1.6.30: Evolución de las Reservas de Pet róleo – Futuro Optimista WTI Base (Miles de Barriles)
Fuente: Elaboración propia.
Por otro lado en relación a la demanda de combustibles esta va a continuar
aumentando, probablemente a un ritmo menor que la tasa de crecimiento de la
demanda global de energía, gracias sobre todo a la mayor contribución del gas y en
la medida que se implementen los programas de eficiencia energética sobre todo en
el sector transporte. La parte de los hidrocarburos líquidos en el balance nacional de
energía se estima pasaría, de 68% en el 2010 a 50% al 2020 en el futuro
conservador, y 52 % en el futuro optimista de mayor crecimiento del PBI.
Gráfico N° 1.6.31: Evolución de la Demanda de Combu tibles Líquidos 20002040 (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
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La continuación del crecimiento implica asegurar una oferta de hidrocarburos
líquidos – adicionando productos refinados, líquidos del gas natural y biocombustibles - equivalente a 361 MBPD; es decir 38% mayor a la oferta actual.
Gráfico N° 1.6.32: Producción de Derivados 2000-204 0 (MBPD)
Fuente: Elaboración propia.
Aun si se tiene poco éxito con las inversiones de exploración como ha sido la
experiencia de las últimas décadas y la contribución del proyecto de producción de
petróleo crudo pesado no es muy significativa, el aumento de la oferta de
condensados resultante del aumento de la producción de gas debe permitir
mantener durante la próxima década una situación de equilibrio en la balanza
comercial. Para la década siguiente es decir del 2020 en adelante se espera que el
ritmo de crecimiento de la demanda supere la oferta nacional de petróleo más
condensados más bio-combustibles. Se ha realizado una sensibilidad en función de
tres tipos de futuros de precios del petróleo crudo WTI (Base, Optimista y Pesimista)
y se ve que el déficit comercial en los años 30 llevaría a cifras alrededor de los US$
20,000 millones. Si tomamos en cuenta los tiempos que tomaría un proyecto
petrolero en una nueva cuenca realizamos la importancia crítica de sostener las
inversiones de riesgo en exploración.
Es importante resaltar que la oferta de hidrocarburos líquidos incluye la producción
refinera, la producción obtenida a partir de los líquidos del gas natural y de los
biocombustibles. Asimismo, hay que precisar que la producción de líquidos de gas
provenientes de los lotes de Camisea comprende tres futuros (base, optimista y
pesimista) y que la producción proveniente de los lotes del Noroeste se estima en
dos futuros: base y optimista; por su parte la producción de los lotes de Aguaytía se
estima bajo un futuro único, con lo cual, el total de oferta de derivados se presenta
en tres futuros.
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Gráfico N° 1.6.33: Balanza Comercial - Caso Base (Mi llones de US$)
Fuente: Elaboración propia. Modelo Balance consolidado y Precios.
Por otro lado, la evolución de la balanza comercial expresada en millones de US$, si
la demanda crece según las premisas del futuro base y la oferta de petróleo crudo
recibe el aporte de un proyecto integrado de crudos pesados, bajo los tres tipos de
futuros de precios del petróleo crudo WTI (Base, Optimista y Pesimista) los
resultados económicos, al menos hasta el 2020, registrarían un cierto superávit.
Gráfico N° 1.6.34: Balanza Comercial - Caso Optimist a (Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia. Modelo Balance consolidado y Precios.
En términos generales el suministro de energía del Perú en la próxima década va a
depender del desarrollo de proyectos de mayor infraestructura, como los gasoductos
al Sur y al Centro-Norte del país que permitan llevar el gas a las principales
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ciudades y las nuevas centrales de generación en base a energías renovables,
hidroeléctricas en particular. La mayor o menor oferta de hidrocarburos líquidos será
una consecuencia del éxito que tengan estos proyectos. La reducción de la
dependencia a los hidrocarburos líquidos en la nueva matriz energética es sin lugar
a dudas una de las orientaciones generales de la política sectorial.
Cambios radicales en las políticas de precio de los combustibles, introduciendo
subsidios, o en las políticas que determinan la inversión en el sector tendrían un
impacto muy nocivo, acelerando déficits de producción de energía o retraso en
proyectos claves provocando en resumen un incremento de la dependencia en los
hidrocarburos importados.
La continuación del crecimiento implica asegurar una oferta de hidrocarburos
líquidos equivalente a 361 MBPD; es decir 38% mayor a la oferta actual. La
demanda crecerá aún de manera significativa en GLP (61 MBPD) y en productos
blancos (Suma de gasolina, kero-turbo y Diesel 178 MBPD). Al respecto, el Diesel
continuará siendo el producto crítico, determinante en la planificación de la
producción de las refinerías. Por su lado, la demanda de gasolinas seguirá siendo
influenciada por los programas de masificación del GNV.
La modernización de las refinerías, que deberá iniciarse lo antes posible, contribuirá
en la segunda parte de esta década, junto con el aumento de la producción de LGN
y de bio-combustibles, a cubrir casi en su totalidad esta demanda. En particular, la
oferta de GLP va a seguir proviniendo en su gran mayoría de los LGN, a pesar de
las ampliaciones y modernización de las refinerías nacionales. Sólo la Nafta o
Gasolina natural se comercializará en su totalidad fuera del país, teniendo su
principal uso como carga a la industria petroquímica.
Se cuenta con un potencial de producción de Etanol que permitirá hacer algunas
exportaciones, contrariamente la producción de Biodiesel de costo relativamente
alto e insuficiente para satisfacer la demanda interna. En consecuencia, en el futuro
conservador la balanza comercial de hidrocarburos líquidos se espera (en volumen)
pase de un déficit de 21 MBPD a 27 MBPD al 2020.
El desarrollo de crudos pesados es un proyecto clave para contrarrestar la
declinación de la producción nacional de petróleo. Los crudos pesados son casi la
mitad de las reservas probadas de petróleo del país y de contarse con las políticas
de inversión adecuadas permitirían pasar de 73 MBD de petróleo a una producción
(futuro optimista) de 119 MBPD al año 2020. Sin estas mediadas la producción de
petróleo podría declinar a 64 MBPD (futuro conservador) agravando la situación de
la balanza comercial.
Las inversiones que se requieren en los próximos años suman US$ 7,510 millones
(periodo 2010-2016) e incluyen tanto las que corresponden al upstream sumando
exploración y desarrollo en la mayoría de programas ya identificados de contratistas
actuales como las que corresponden al downstream, principalmente las requeridas
para la modernización de las refinerías. El impacto de estas inversiones en
términos de asegurar una mejora de nuestra independencia energética es que el
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déficit de 21 MBPD del 2010 dejaría de existir y se convertiría – restando
importaciones de las exportaciones - en un excedente de 12 MBPD. En valor las
importaciones de productos derivados del petróleo que fueron de US$ 4,108
millones en el 2010 y para el 2020 se estiman en US$ 7,500 millones.
La contribución a los ingresos del Estado de las operaciones de exploración –
producción de petróleo crudo (regalías) se estima en el futuro de base en US$
13,482 millones del 2010 al 2040. A ello hay que sumar las regalías provenientes de
la producción de Líquidos del Gas Natural que alcanzan la suma de US$ 43,834
millones por el mismo periodo 2010 – 2040. Resultados que los podemos ver en la
siguiente gráfica:
Gráfico N° 1.6.35: Regalías (Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro N° 1.6.30: Principales Proyectos del Subsect or Hidrocarburos Líquidos
Resumen
Año inicio
operación
Inversión
Millones
de US$
2011-2040
Inversión en
Exploración
Incluye la inversión en exploración por cada cuenca,
para el incremento de reservas.
2011
2,455
Inversión en
Desarrollo
Incluye los costos (US$/pie de profundidad) aproximados
en los trabajos de perforación y completamiento de los
pozos de desarrollo y los trabajos a realizar en los retrabajos, así como el costo de las facilidades necesarias
para producir estos pozos (US$/pozo). Esto para cada
zona, ya sea el Noroeste, Zócalo y los crudos pesados.
2011
3,729
Ampliación
Poliducto
Camisea
Incremento de la capacidad de transporte del ducto de
líquidos de 100 a 120 MBPD. El cual consistiría en dos
etapas, una denominada “Proyecto Cuarta Bomba” y el
otro “Loop Selva”.
2012
289
Poliducto Sur
Este Proyecto incluye la construcción de un poliducto de
18" que transporte los líquidos desde la Planta de
procesamiento de gas en el campo a la costa (Ilo –
Matarani). Este ducto asimismo transportará el etano
que se compre al Consorcio Camisea y que será usado
como materia prima para la petroquímica.
2016
1,101
Ampliación de la
Planta de
Fraccionamiento
Dowstream Pisco
(2)
Son las inversiones correspondientes a la ampliación de
su capacidad de procesamiento y de almacenamiento.
Su capacidad de procesamiento se incrementará de 85
MBPD a 120 MBPD de LGN. La capacidad de
almacenamiento se ampliará en un total de 128 MB.
2012
139
Planta
Fraccionamiento
del Sur (Ilo –
Matarani)
Tendrá la siguiente capacidad: 55 MBPD de
condensados (GLP, nafta y Diesel) y 70 de MBPD de
etano para la petroquímica.
2016
264
2016
2,760
2012
737
Proyectos
Upstream
(1)
Modernización
de las Refinerías
Biocombustibles
Dentro de este monto se incluye el CAPEX para la
ampliación y modernización de Refinería Talara
(PETROPERU) y de la Refinería de La Pampilla
(REPSOL).
Incluye las inversiones en la producción de B100 y
Etanol. Respecto a la inversión de etanol, se considera
la ampliación de la planta de Caña Brava y la puesta en
operación de la Planta de Maple. En el Caso del B100,
se incluye una futura planta con una capacidad similar
de Palma del Espino.
Fuente: (1) Modelo de Exploración-Producción, (2) Programa de inversión de las diferentes
empresas.
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Pág. 319
En el más largo plazo, es decir del 2020 en adelante, la política energética va a
estar influenciada por factores internos como la continuación del crecimiento de
nuestra economía como por factores externos ligados al impacto del cambio
climático y las medidas que internacionalmente se adopten para contrarrestarlo.
La evolución de la demanda de los combustibles – así como de la energía en
general - a más largo plazo no puede ser analizada bajo una hipótesis de
crecimiento del PBI constante durante todo el periodo de análisis ya que esto
llevaría resultados fuera de la realidad de mercado. Es impensable en una o dos
décadas aumentar las metas de suministro de energías renovables sin influenciar
seriamente el costo de la energía y en general la competitividad de nuestra
economía. Lo mismo es consumir aceleradamente las reservas de gas natural o
importar combustibles líquidos.
Las medidas más importantes para hacer frente a los retos energéticos en el largo
plazo tendrán que venir de un mejor manejo de la demanda. Esto es reducir el
consumo de combustibles en el sector transporte urbano con nuevos proyectos de
transporte masivo de pasajeros y en general en todos los sectores industriales
exigiendo medidas de uso racional y eficiente de la energía que sólo son posibles
con políticas de precios realistas.
Del lado de la oferta, en el upstream hay que velar por un mejor manejo de los
impactos socioambientales y en la aplicación de un marco fiscal contractual flexible
adaptado a la naturaleza y costos de las diferentes cuencas.
Respecto a la oferta de las refinerías los resultados obtenidos muestran que el
crecimiento de la demanda tendrá después del 2030 que satisfacerse con
importaciones, en particular de Diesel. De acuerdo con los resultados de los
modelos de proyección de la oferta no sólo no estaremos contando con una
producción propia de crudo suficiente si no que para entonces será muy difícil
justificar la instalación de una nueva refinería dado que la tendencia mundial de
consumo es declinante e inevitablemente traerá consigo un exceso de capacidad de
refinación y una deterioración de los márgenes. Las inversiones en refinerías en casi
todos los países dadas las restricciones ambientales sólo comprenden adiciones en
plantas existentes de unidades de conversión que permiten maximizar la producción
de derivados con mayor valor agregado.
1.6.2.2.
Plan del Subsector Gas Natural
1.6.2.2.1. Aspectos Relevantes
Incorporación del gas en la matriz energética. La matriz energética peruana
experimentó un cambio sustancial hacia la fuente primaria del gas a partir de la
materialización del proyecto de Camisea en el 2004. La participación del gas natural
en la matriz aumentó desde 7% en el año 2002 a un 17% en el año 2009. El
consumo de gas del país en 2010 fue de 426.5 MMPCD y el gas de Camisea
explica el 86% de ese total, el resto del gas proviene de las zonas del Noroeste y de
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Pág. 320
la Selva Central, en Aguaytía. Adicionalmente, se comenzó a exportar gas en forma
de LNG a partir del año 2010, por un total de 270.3 MMPCD, valor que ha logrado
alcanzar su máximo valor contractual por 620 MMPCD.
En el siguiente cuadro puede apreciarse el rápido crecimiento que tuvo el consumo
de gas en el país, el cual se multiplicó por 10 en el período 2003-2010, a una tasa
promedio anual de 126%. Los sectores que lideraron este vertiginoso aumento del
consumo del gas fueron las centrales de generación térmica, seguidos por el sector
industrial y el GNV. Por otra parte, los segmentos de menores consumos
(residenciales y comerciales), si bien han tenido tasas de crecimientos importantes,
aún muestran las dificultades que enfrenta el sector para captar los usuarios
potenciales de este segmento.
Cuadro N° 1.6.31: Demanda Doméstica de Gas Natural 2003-2010 (MMPCD)
Sector
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Var (%) a.a.
2005-2010
Generación Eléctrica
Industrial
GNV
Residencial-Comercial
40.0 68.3 118.0 121.6 183.0 230.4 235.7 287.1
2.4 5.5 17.6 37.5 55.6 67.2 60.1 100.6
0.0 0.0 0.01 0.8 5.4 15.2 25.7 34.4
0.0 0.0 0.11 0.8 1.6 2.9 4.2 4.4
119%
142%
549%
208%
Total
42.4 73.8 135.8 160.7 245.7 315.8 325.7 426.5
126%
Fuente: Elaboración propia en base a los Balances Energéticos.
Vinculación entre los sectores de electricidad y de gas. Lograr la puesta en marcha
del proyecto Camisea requirió una acción gubernamental activa en todos los
aspectos, desde la promoción misma de la inversiones en todos los eslabones de la
industria (producción, transporte y distribución) hasta el diseño regulatorio y
contractual apropiado para asegurar el éxito del proyecto. Así se desarrolló la
producción y se construyó la infraestructura inicial del gasoducto para llegar al
mercado objetivo de Lima y Callao, en esa primera etapa de desarrollo de la
industria e integrándose definitivamente a la producción de energía térmica.
Consumo ancla. El mercado potencial de Lima y Callao resultó el ancla para
desarrollar inicialmente el sector. El gas dedicado a la generación térmica jugó un
papel central en ese desarrollo. En los últimos años, la infraestructura del sector
generación eléctrica del SEIN ha estado muy ligada al desarrollo de las centrales
térmicas a base del gas natural del proyecto Camisea; así al año 2010 dicha
capacidad concentró el 36.3% del total de la capacidad efectiva del SEIN, según
muestra el siguiente Cuadro que toma en cuenta el periodo 2004-2010, a partir del
inicio de la operación comercial del Proyecto Camisea.
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Cuadro N° 1.6.32: Potencia Efectiva de las Instalac iones de Generación del
SEIN (MW)
Año
Potencia
Efectiva
(MW)
Hidráulico
Térmico
Carbón
Gas Natural
Camisea
Otros
Diesel y Otros
Máxima
Demanda
(MW)
Crecimiento (%)
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
4,336
2,626
1,710
141
617
310
307
952
4,470
2,785
1,686
141
746
439
307
799
4,800
2,789
2,011
142
1,003
684
318
867
5,152
2,804
2,348
142
1,556
1,249
307
650
5,160
2,817
2,343
142
1,557
1,249
307
645
5,848
2,859
2,990
142
2,173
1,865
308
675
6,463
3,098
3,365
142
2,656
2,348
308
567
3,131
6.0%
3,305
5.6%
3,580
8.3%
3,966
10.8%
4,199
5.9%
4,322
2.9%
4,578
5.9%
Fuente: COES-SINAC.
La producción de energía en el 2010 fue 32,425 GWh, el 58.5% hidráulico y el
41.5% térmico, y el 30.8% del total con gas natural de Camisea.
Cuadro N° 1.6.33: Producción de Energía del SEIN (M Wh)
Año
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Producción (GWh)
21,651
22,576
24,025
27,255
29,559
29,807
32,425
Hidráulico
16,693
17,101
18,671
18,588
18,010
18,752
18,966
4,958
5,475
5,354
8,666
11,548
11,056
13,459
Térmico
Carbón
Gas Natural
Camisea
994
831
881
840
909
929
1,067
2,649
3,674
3,594
7,323
9,460
9,278
11,444
965
1,867
1,854
5,581
7,551
7,660
9,996
Otros
1,684
1,807
1,740
1,743
1,909
1,618
1,449
Diesel y Otros
1,315
970
879
503
1,180
848
948
Fuente: COES-SINAC.
Concentración de la generación térmica en la zona Central. El gasoducto Camisea
recorre la parte central de Perú y ha significado la concentración de la capacidad de
generación en esa zona, donde su potencia efectiva en el período 2004-2010 se
incrementó en 86,4%; mientras que en las zonas Norte y Sur se ha reducido en el
mismo período, tal como muestra el siguiente Cuadro.
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Cuadro N° 1.6.34: Potencia Efectiva de Generación p or Zonas (MW)
Año
2004 2005 2006 2007
CENTRO
2,611 2,778 3,105 3,508
Centrales Hidráulicas 1,819 1,978 1,982 1,993
Centrales Térmicas
792
800 1,122 1,515
NORTE
757
725
727
688
Centrales Hidráulicas
397
397
397
397
Centrales Térmicas
360
328
331
291
SUR
968
967
968
957
Centrales Hidráulicas
410
410
410
415
Centrales Térmicas
558
558
558
542
Total
4,336 4,470 4,800 5,152
2008
3,508
1,993
1,515
693
407
286
959
417
542
5,160
2009
4,142
2,013
2,129
749
419
330
958
427
531
5,848
2010
4,866
2,235
2,631
724
436
288
874
427
447
6,463
Fuente: COES-SINAC.
La concentración de la generación eléctrica se presenta como uno de los desafíos
en esta etapa de desarrollo del sector energético, y la dependencia de un único
gasoducto hasta Lima puede presentar una vulnerabilidad para el abastecimiento
seguro y continuo del mercado del gas.
Reservas de Gas. El área denominada “Gran Camisea”, en la Selva Sur peruana,
cuenta a diciembre de 2010 con dos Lotes con Contratos de Explotación firmados
con el Gobierno Peruano46: Lotes 88 y 56; y otros dos Lotes con Contratos de
Exploración, Lotes 57 y 58. En los Lotes de Explotación se han declarado a esa
fecha reservas probadas por un total de 11,7 TCF. En la selva sur también existen
otros 28 TCF entre reservas probables (10 TCF) y posibles (18 TCF).
Adicionalmente, en las áreas de la Selva Central (Aguaytía), la Costa y el Zócalo
existen 0.7 TCF de reservas probadas y 1.0 TCF de reservas probables y posibles.
En el Libro de Reservas 2010 también se incorpora el concepto de Contratos en
Evaluación Exploratoria, sin distinguir el área, que suman otros 2.1 TCF bajo la
clasificación de reservas posibles. Finalmente bajo la categoría de Recursos se
suman otros 34 TCF, los cuales están distribuidos en 1.4 TCF en la Selva NorteCentral, 0.9 en la Selva Central y 31.8 TCF son reportados como no operados, sin
que se identifique su lugar. De esta forma, se concluye que a la fecha existen en
Perú un total de 12.5 TCF de reservas probadas, otros 31.2 TCF entre reservas
probables y posibles, y 34 TCF de recursos.
46
PERUPETRO es la contraparte por el Estado Nacional en la firma de los Contratos de Concesión de
Hidrocarburos.
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Cuadro N° 1.6.35: Reservas de Gas Natural (TCF)
Región
Probadas
0.5
0.5
0.2
0.2
2.3
8.6
0.8
11.7
-
Probables
0.5
0.5
0.1
0.0
0.1
1.2
3.5
3.7
1.6
10.0
En Explotación
En Exploración
No operadas
12.5
-
9.1
1.6
-
13.8
6.8
-
2.2
31.8
Total General
12.5
10.6
20.6
34.0
En Explotación
En Exploración
Contratos en Costa-Zócalo
En Explotación
En Exploración
Contratos en Selva Norte-Central
En Explotación - Lote 56
En Explotación - Lote 88
En Explotación - Lote 57
En Exploración - Lote 58
Contratos en Selva Sur
Contratos en Evaluación Exploratoria
No operadas
Posibles
0.3
0.0
0.3
0.1
0.0
0.1
0.3
6.6
6.5
4.6
18.0
2.1
Recursos
1.4
1.4
0.5
0.3
0.9
31.8
Fuente: Libro de Reservas 2010.
Oferta para el Abastecimiento del Mercado de Gas. La producción del área de
Camisea concentra el 92% del volumen de gas producido en el país. En el año 2010
el volumen producido en los dos lotes operados por el Consorcio (Lotes 88 y 56)
más que duplicó en relación al año anterior, alcanzando un volumen de 642
MMPCD. Tal aumento fue consecuencia de que en la primera mitad del año
comenzó a producir el Lote 56 orientado al mercado de exportación que concentró
270 MMPCD.
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Pág. 324
Cuadro N° 1.6.36: Producción de Gas Natural Fiscali zado. Período 2004-2010
(MMPCD)
Compañía / Región
GMP
Pet. Monterrico
SAPET
Petrobras
Olimpic
Total Costa
Petrotech
Total Zócalo
Aguaytía
Total Selva Central
Pluspetrol
Pluspetrol
Total Selva Sur
Lote
I
II
VI/VII
X
XIII
Z-2B
31C
88
56
Total Pais (MM PC-día)
2004
2.2
4.1
8.4
1.8
16.4
11.2
11.2
36.1
36.1
19.2
19.2
2005
2.6
3.2
10.0
1.1
17.0
10.2
10.2
41.7
41.7
77.9
77.9
2006
2.8
2.7
10.1
1.2
16.8
14.1
14.1
37.9
37.9
103.0
103.0
2007
4.0
2.1
10.1
1.2
17.3
14.1
14.1
38.4
38.4
189.1
189.1
2008
4.8
2.0
10.9
0.9
18.6
14.1
14.1
40.7
40.7
254.3
254.3
2009
4.7
1.3
10.6
0.6
17.1
11.0
11.0
34.8
34.8
273.2
273.2
2010
4.5
0.2
2.2
12.2
0.6
19.7
11.3
11.3
27.4
27.4
371.7
270.3
642.0
82.9
146.8
171.8
258.9
327.7
336.1
700.3
Partic. (% )
2010
1%
0%
0%
2%
0%
3%
2%
2%
4%
4%
53%
39%
92%
100%
Fuente: MEM.
Oferta y Abastecimiento de Gas - Período 2011-2040. Para el abastecimiento de la
demanda de gas proyectada en el período 2011-2040 será necesario incorporar una
oferta adicional de gas al mercado con el desarrollo de la producción de nuevos
pozos, sumado a la reposición de reservas durante todo el período. Las reservas
probadas y probables de gas de la zona de Camisea totalizan 21.7 TCF y la
demanda acumulada de gas proyectada para el período es de 20.1 TCF, por lo que
será necesario ir reponiendo en forma continua reservas y desarrollando nuevos
pozos de producción47.
Infraestructura de Transporte del Gas. La capacidad del gasoducto de Camisea
tuvo ampliaciones en diferentes etapas. En la actualidad su capacidad de entrega es
de 1,070 MMPCD en Selva, considerando la capacidad adicional requerida para el
mercado de exportación, y 530 MMPCD en Humay.
47
Las reservas probadas de la Selva Sur (11.7 TCF) permiten abastecer la demanda proyectada acumulada de
la Zonas de influencia de Camisea hasta el año 2028.
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Pág. 325
Gráfico N° 1.6.36: Sistema de Transporte Existente de TGP
Fuente: TGP.
Infraestructura de Transporte y Abastecimiento Interno. El aumento de la demanda
proyectada de gas requiere extender y aumentar la capacidad de transporte,
ampliaciones y construcción de nuevos gasoductos, lo que plantea varios desafíos:
Primero, la información de los proyectos de transporte permite anticipar costos de
inversión elevados: i) hay dificultades geográficas para el tendido de gasoductos
(zonas de selva y sierra); ii) largas distancias entre los puntos de oferta potenciales
y los nodos de demanda: selva sur vs. Centro (732 km), vs. Ica (990 km) vs. Sur
(1,076 km) vs. Norte (1,122 km) y iii) algunos trayectos son socioambientalmente
sensibles, planteando algunas restricciones.
Segundo, se plantea el desafío de que los proyectos de ampliación de la capacidad
de transporte dependan de consumos anclas de rápida maduración para que la
tarifa de transporte no aumente de manera sustantiva. Esto supone el planeamiento
de la ubicación de la generación térmica como principal “driver” de la demanda del
gas, mientras que las demandas de centros aislados plantean otras alternativas
tecnológicas de transporte, caso transporte de gas en estado líquido mediante
camiones – gasoductos virtuales-. Es relevante entonces que el Planeamiento de
los gasoductos se realice en coordinación con la expansión del sistema de
transmisión eléctrica.
Régimen Tarifario. Un desafío actual es aplicar el Esquema Tarifario de Tarifa única
para el sistema de transporte de gas. Este régimen permitiría competir en igualdad
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Pág. 326
de condiciones a los clientes potenciales (ie. Generadores eléctricos) de las distintas
regiones del país. En la reglamentación de este nuevo tarifario, el MEM tendrá como
desafío el abordaje de la transición tarifaria a aplicar a los clientes iniciales del
sistema, los cuales fueron los desarrolladores de la capacidad bajo el esquema
tarifario implementado en la Ley de Promoción del Gas. Por otro lado, es posible
acompañar las grandes inversiones requeridas para el desarrollo de transporte con
mecanismos que disminuyan el riesgo al inversor (símil GRP establecido para el
desarrollo del gasoducto Camisea).
Acceso al Gas. En relación al desafío de cómo avanzar en una cobertura y
masificación del gas en el resto de las regiones del país para captar clientes
pequeños, el primer paso son los consumos anclas convenientemente ubicados a lo
largo de los gasoductos48. El segundo, es incentivar el consumo de GNV facilitando
las interconexiones de transporte entre centros urbanos con la localización de
estaciones de GNV, cuya demanda puede esperarse menos rentable a la de los
grandes centros. El tercero es diseñar una adecuada Estructura Tarifaria para el
servicio de distribución que facilite el “acceso”, y por último y atendiendo este
objetivo, facilitar las inversiones de sustitución de tipos de energía a los usuarios
potenciales (residenciales, comerciales e industriales pequeños).
El mercado que atiende Cálidda en Lima y Callao es un caso a tener en
consideración. La generación térmica fue y es un ancla importante para la
consolidación del negocio de distribución de gas. Prueba de ello es que el
concesionario ha iniciado un proceso de fuertes inversiones en sus redes primarias
y secundarias, para pasar a una segunda etapa, en donde con un negocio
consolidado, se pueda captar usuarios de menores consumos.
Ahora bien, el alto costo por usuario para conexión al servicio en las regiones, el
cual sumadas la conexión interna y la conversión alcanza un rango de 450 a 570
US$/usuario. En ese sentido, establecer mecanismos de financiación al usuario
permitirá lograr un avance más rápido en la cobertura del gas.
Desarrollo de la Petroquímica. El desarrollo inicial de la petroquímica del metano y
del etano requiere una decisiva intervención del Estado. En ese sentido, se ha
avanzado en la ubicación de los Polos Petroquímicos en Marcona y en el Sur del
país (entre Matarani e Ilo), y en la regulación básica de Promoción para el
desarrollo de la industria, mediante beneficios impositivos, y en la discusión de la
reglamentación. Véase la sección Industria Petroquímica más adelante.
Factores Clave y Desafíos. A modo de síntesis de esta sección, en el siguiente
cuadro se presentan los factores clave que plantean varios desafíos institucionales y
de organización del sub sector gas, en pos de alcanzar los objetivos de política
energética.
48
Por ejemplo, Cálidda proyecta conectar 495,000 nuevos usuarios en 20 años.
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Pág. 327
Cuadro N° 1.6.37: Factores Clave y Desafíos - Sub S ubsector Gas.
Factores Clave
Problema / Barrera / Desafío
No existe un planeamiento integral en los subsectores.
Abordar interfaz gas / electricidad requiere planificar
1. Planificación
gasoductos
y
líneas
de
transmisión.
Viabilizar
integral entre
económicamente el tendido de ductos.
subsectores de gas
Integrar la evaluación técnico-económica con la
y de electricidad.
socioambiental a través de la EAE de la NUMES, como
instrumento de Planificación del Sector Energía.
Consolidar el esquema de libre disponibilidad y precios
libres/negociados para el gas producido.
El desarrollo del mercado local, requiere sostener la
2. Sostenimiento de
actividad E&P a través de la continuidad de los programas
Largo Plazo de la
de exploración y la incorporación de reservas, más aún en
actividad de
presencia de compromisos de exportación con una
Exploración y
demanda doméstica creciente.
Producción de gas
Avanzar en la integración gasífera regional es un tema
(E&P)
pendiente a futuro, condicionado al éxito que tenga la
exploración, y al efecto positivo que tendría la
disponibilidad de nuevas reservas de gas.
Hacer planeamiento para el desarrollo del transporte en
3. Desarrollo de
función del objetivo de política de masificación y
nuevos mercados
descentralización en el abastecimiento del gas.
alejados de los
El sistema centralizado actual de abastecimiento no es
centros de
suficientemente confiable y no promueve al objetivo de
producción y
masificación a nivel regional. El planeamiento regional, en
requerimientos de
particular, debe ser parte de la política energética (y no
infraestructura de
puede ser dejado al libre juego de la iniciativa del sector
magnitud de
privado).
transporte de gas
El esquema de tarifa única para el transporte para viabilizar
con grandes
la construcción de la infraestructura, debe complementarse
inversiones
con otros mecanismos financieros, a fin de no trasladar
asociadas.
costos elevados a una clase de consumidores o a regiones.
Incrementar el acceso energético incluye la evaluación
“económica” de las alternativas de suministro, y viabilizar el
4. Acceso económico a
“acceso financiero” mediante una estructura tarifaria
la energía con
adecuada a los grupos sociales de menores ingresos.
mayor cobertura de
El crecimiento del GNV fuera de Lima será lento hasta que
gas en el sector de
se desarrolle la oferta logística de abastecimiento mediante
menores consumos
estaciones de carga y corredores con estaciones entre
y en el transporte.
ciudades a los que llegue el gas.
Aprovechar la potencialidad del recurso gas para crear una
industria petroquímica del metano y etano.
5. Desarrollo
El Estado ha definido la localización de los Polos, pero
sustentable de la
también es necesario promover acuerdos entre productores
industria
y consumidores, desarrollar la infraestructura (gasoductos,
petroquímica
puertos) y establecer las reglamentaciones que viabilicen la
industria al largo plazo.
Fuente: Elaboración propia.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 328
1.6.2.2.2. Acciones y Programas
A continuación se listan las acciones y programas para abordar los factores clave
desarrollados en la anterior sección.
Cuadro N° 1.6.38: Planes/Programas y Acciones
Factores Clave
1. Planificación
integral entre
subsectores de la
energía de gas y
de electricidad.
2. Sostenimiento de
Largo Plazo de la
actividad de
Exploración y
Producción de
gas (E&P).
Plan (Mandatorio) /
Programa (Referencial)
Plan integral y
coordinado de los
sectores de gas y de
electricidad
Programas exploratorios
de hidrocarburos
Acción
Coordinar e implementar un Plan nacional de
infraestructuras de gasoductos y de líneas de
transmisión eléctrica.
Implementar Programas exploratorios con
evaluaciones quinquenales.
Continuar con la política de libre disponibilidad y
precios libremente negociados.
Implementar un Plan de monitoreo permanente
para no descuidar el abastecimiento del mercado
doméstico.
Concluir la construcción del Gasoducto Ica.
Desarrollar los gasoductos Norte y Sur dentro de
la política de planificación del transporte
Ampliar el Gasoducto existente de Camisea hacia
Lima
particularmente
para
las
mayores
ampliaciones de demanda de capacidad de los
gasoductos Norte e Ica, y en menor medida para
la demanda incremental de Lima y Callao.
A Largo Plazo vincular los Sistemas de Camisea
con Aguaytía y Noroeste, así como desarrollar
anillos en el Sur y el Centro-Norte a fin de
consolidar un abastecimiento seguro y confiable
del gas.
Complementar el esquema de tarifa única con
otros mecanismos financieros para sustentar el
negocio de Transporte.
Profundizar el desarrollo el desarrollo de los
Gasoductos Virtuales hasta la puesta en
operación de los Gasoductos Norte y Sur y las
redes de distribución.
Concesionar los Sistemas de Distribución en
aquellas áreas/regiones a ser abastecidas por los
Gasoductos Norte y Sur (en coordinación con
Gobiernos Regionales).
Diseñar para los nuevos Sistemas de Distribución
Esquemas de Estructura Tarifaria a favor de
pequeños consumidores, con principios similares
a la aplicada en la Concesión de Lima y Callao.
Disponer la ubicación de plantas de generación
térmicas
duales
para
el
desarrollo
y
sustentabilidad de los nuevos mercados de
distribución del Norte y Sur.
3. Desarrollo de
nuevos mercados
alejados de los
centros de
producción y
Plan del Sistema
requerimientos de
Nacional de Transporte
infraestructura de
descentralizado
magnitud de
transporte de gas
con grandes
inversiones
asociadas.
4. Acceso a la
energía con
mayor cobertura
Plan Nacional de Acceso
de gas en el
al Gas
sector residencial
y en el transporte.
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Pág. 329
Factores Clave
Plan (Mandatorio) /
Programa (Referencial)
Acción
5. Desarrollo
sustentable de la
industria
petroquímica.
Programas de Desarrollo
de las industrias
Petroquímicas del
Metano y Etano
Establecer mecanismos de financiamiento de
costos de instalación interna y conversión a los
Usuarios de las Redes de Distribución. Permitir al
Concesionario incorporar la recuperación de
dichos costos en la tarifa mediante mecanismos
de financiación con tasas bajas, a través de
créditos blandos de entidades financieras
multilaterales.
Profundizar la política del uso del GNV en el
Transporte Público replicando en otros proyectos
de transporte masivo el Proyecto Metropolitano
de Buses a GNV en Lima.
Promocionar el desarrollo de la oferta de
estaciones de carga de GNV en ciudades y
corredores entre ciudades fuera de Lima a lo
largo de los nuevos gasoductos.
Desarrollar el Gasoducto y Poliducto de LGN al
Sur considerando la demanda de capacidad de
transporte de gas y de etano requerida para el
desarrollo de plantas de Urea, Amoníaco y
Etileno/Polietilenos.
Finalizar la reglamentación de la Ley para el
desarrollo de la industria petroquímica del Etano
incluyendo la seguridad de suministro mediante
negociación entre las partes.
Fuente: Elaboración propia.
1.6.2.2.3. Resultados Esperados
En esta sección se desarrollan los resultados esperados del Plan, incluyendo: i) la
demanda proyectada de gas, ii) los requerimientos físicos y monetarios de los
planes/programas y proyectos de corto, mediano y largo plazo para el
abastecimiento de la demanda, iii) los aportes del Plan en términos de regalías y
balanza comercial energética. Los Proyectos o programas incluidos en el Plan Gas
se muestran para cada actividad de la industria, esto es: exploración, producción,
transporte, distribución y comercialización del gas hasta el consumo.
Proyección de la Demanda y Balance de Gas del Plan NUMES
Las proyecciones de demanda de gas que se incorporan en este apartado
corresponden con el Plan NUMES propuesto y se muestran para el futuro 1 (F1), el
cual supone una evolución esperada base de las variables no controlables en el
diseño del plan: PBI, precio internacional del crudo y disponibilidad del recurso gas.
El Plan incluye estimaciones para las distintas zonas del país, en donde sobresale
como fuente principal para su abastecimiento el gas de Camisea. Las zonas de
influencia de Camisea se prevén satisfacer mediante el sistema actual de TGP, y los
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Pág. 330
nuevos gasoductos regionales contenidos en el Plan de Transporte. Dichas zonas
resultan: Lima y Callao, Ica (Sistema TGP existente), Ica y Nazca (Nuevo
Gasoducto Ica), Cusco, Arequipa y Moquegua (Nuevo Gasoducto Sur, Ayacucho,
Junín, Ancash y La Libertad (Nuevo Gasoducto Norte). El resto de las áreas, como
Aguaytía y Noroeste y Costa, no se prevén relevantes en términos de la demanda
proyectada de gas. En el Cuadro de abajo se observa la relevancia que se prevé
tendrá el gas de Camisea en la demanda proyectada para el mercado doméstico y
de exportación.
Para las proyecciones se consideraron las estimaciones del Plan NUMES propuesto
realizadas para los sectores residenciales, comerciales, industriales (incluida la
Petroquímica) y el GNV, para las distintas zonas de distribución para todas las
regiones. En particular, las proyecciones de la demanda de generación térmica se
corresponde con la estructura propuesta de que el gas alcance al 2040 una
participación del 40% en la matriz de generación de electricidad, la hidroelectricidad
un 40% y el RER el 20% restante.
La demanda de gas al año 2040 se desconcentra pasando la región Centro Costa
(Lima-Callao y Pisco), que actualmente representa el 92% de la demanda a
concentrar el 59%. La siguiente región en importancia resulta ser el Sur con el 26%,
y la Sierra Central y Norte suman el restante 10%.
Cuadro N° 1.6.39: Proyección de la Demanda del Gas por Región
Región
Zona influencia Camisea
Centro Costa
Centro Sierra
Norte
Sur
Subtotal
Región
Otras Zonas
Noroeste
Selva Central
Subtotal
Total
2010
MMPCD
638.4
638.4
2015
Partic (%)
92%
0%
0%
0%
92%
2010
MMPCD
31.0
27.4
58.4
696.8
MMPCD
1,345.2
19.0
1,364.3
2020
Partic (%)
95%
0%
0%
1%
97%
2015
Partic (%)
MMPCD
4%
27.3
4%
17.2
8%
44.6
100% 1,408.8
MMPCD
1,310.0
39.0
156.3
274.7
1,780.1
2030
Partic (%)
72%
2%
9%
15%
97%
2020
Partic (%)
MMPCD
2%
30.2
1%
19.2
3%
49.4
MMPCD
1,092.2
54.8
169.0
456.4
1,772.4
Partic (%)
59%
3%
9%
25%
95%
2030
Partic (%)
100% 1,829.5
2040
MMPCD
2%
48.6
1%
36.6
3%
85.3
100% 1,857.7
MMPCD
1,435.5
73.0
166.7
632.3
2,307.5
Partic (%)
59%
3%
7%
26%
95%
2040
Partic (%)
MMPCD
3%
68.2
2%
52.1
5%
120.3
100% 2,427.7
Partic (%)
3%
2%
5%
100%
Fuente: Elaboración propia.
Conforme el Plan NUMES, la demanda de gas alcanzaría en 30 años un valor de
2,427.7 MMPCD; siendo la tasa de crecimiento anual de 4.2%. Si bien este aumento
está muy alineado al crecimiento del PBI en el período para la proyección base
(4.4%), es importante destacar que la demanda doméstica crece anualmente al 6%,
por encima del PBI, como consecuencia de un efecto sustitución más que
importante de combustibles líquidos por gas natural, sobre todo en los nuevos
mercados que iniciarán su desarrollo con la llegada del gas mediante nuevos
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Pág. 331
gasoductos. Es decir, después de año 2028, se proyecta que el consumo de gas se
asignará en su totalidad al mercado doméstico, dado que la exportación de LNG
concluye en ese año y no se proyecta en el Plan NUMES ninguna exportación del
gas.
Demanda de Generación. Se prevé que el sector de Generación de Energía
Eléctrica multiplique por cuatro la demanda actual. De un valor de 287.1
MMPCD en 2010, el consumo de las térmicas a gas llegaría al 2040 a
alrededor de 1,201 MMPCD. La demanda gas de la generación representará
49.5% de la demanda doméstica total y denota la importancia que seguiría
teniendo la generación a gas en la matriz de generación de electricidad del
país, con el 40%.
Demanda Industrial. El Sector Industrial, también resulta importante como
impulsador de la demanda doméstica de gas, llegando en 30 años a un
consumo de casi 626.1 MMPCD, valor que representa el 25.8% de la
demanda proyectada de gas. Nótese que en este valor no están incluidos
como demanda del sector los Nuevos Proyectos Petroquímicos por un total
de 381.9 MMPCD en la región de Ica e Ilo. Sumando el consumo de la
petroquímica al sector industrial, éste representaría el 41.5% de la demanda
doméstica.
GNV. El consumo de gas del sector transporte llegaría al 2040 a un valor
importante de 161.1 MMPCD (6.6% del total de la demanda doméstica del
gas).
Otras Demandas. Las demandas potenciales de los restantes sectores y/o
potenciales usos – tales como el consumo residencial y comercial- no son
significativas, representando en conjunto sólo un 2.4% de la demanda total.
Sin embargo, tendrán una gravitación importante en lo social y en los
eventuales beneficios directos a la población.
El siguiente cuadro resume la evolución proyectada de la demanda por sector
Cuadro N° 1.6.40: Proyección Demanda GN por Sector Consumidor
Demanda Doméstica
2010
MMP
CD
4.4
34.4
100.6
287.1
426.5
Partic.
%
0.6%
4.9%
14.4%
0.0%
41.2%
61.2%
2011
5.0
43.3
105.9
367.1
521.4
2012
6.7
48.7
123.9
447.2
626.5
2013
7.8
54.3
129.9
426.0
618.0
2014
9.3
59.9
135.7
170.0
432.5
807.5
2015
2020
2025
2030
2035
2040
11.2
33.2
43.7
49.3
53.6
57.7
67.2
93.5
105.2
120.4
139.3
161.1
141.3
278.9
388.3
465.9
540.1
626.1
170.0
381.9
381.9
381.9
381.9
381.9
399.1
422.1
682.5
840.2
885.0 1,201.0
788.8 1,209.5 1,601.5 1,857.7 1,999.9 2,427.7
Demanda Exportación
LNG
270.3 38.8%
620.0
620.0
620.0
620.0
620.0
TOTAL DEMANDA
696.8
Residencial - Comercial
GNV
Industrial
Petroquímico
Generadores Eléctricos
TOTAL
620.0
620.0
-
-
-
1,141.4 1,246.5 1,238.0 1,427.5 1,408.8 1,829.5 2,221.5 1,857.7 1,999.9 2,427.7
Var
(%)
2010/40
2.4%
8.9%
6.6%
5.3%
25.8%
6.3%
15.7%
49.5%
4.9%
100.0%
6.0%
Partic.
%
0.0%
4.2%
Fuente: Elaboración propia.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 332
Las estimaciones sectoriales del Plan NUMES se basan en las proyecciones
realizadas por el MEM en el último Plan Referencial de Electricidad 2008-2017,
OSINERGMIN y algunas concesionarias privadas, como Cálidda (Lima y Callao),
Contugas (Ica) y Kuntur (Sur). Estas proyecciones adecuan a las opciones del Plan
NUMES: i) mayor cobertura en el sector residencial, ii) mayor cobertura en el sector
transporte –público y privado, iii) mayor sustitución de combustibles líquidos en el
sector industrial
A continuación se presenta las fuentes de información que se emplean para cada
sector:
• Residencial/Comercial: según Planes captación usuarios de Cálidda 2010 y
de Proyectos en Regiones (PROINVERSIÓN 2004-2008, OSINERGMIN en
Sur 2010).
• GNV: parametrizada de acuerdo a potencialidad de sustitución de Nafta
según Planes Cálidda (Lima y Callao) y Proyectos en Regiones
(PROINVERSIÓN 2004-2008, OSINERGMIN en Sur 2010).
• Industrial: parametrizada de acuerdo a proyectos de sustitución de líquidos y
crecimiento PBI.
• Generación Eléctrica: según resultados de consumo de gas de las Plantas
Térmicas del Modelo Eléctrico (Gas 40%, Hidro 40%, RER 20%)
• Petroquímica: según demandas estimadas de los Proyectos en Ica y en Sur.
Balance Consolidado de Gas del Plan NUMES
En esta sección se resume la evolución del balance consolidado del subsector del
gas natural desde que el gas es producido en los campos de producción en forma
de gas húmedo hasta que llega a los “city gates” para ser consumido por los varios
segmentos de demanda.
En el siguiente gráfico se presenta la evolución de los diferentes componentes de la
proyección del Plan NUMES. En primer lugar, el gas natural que se produce es un
gas húmedo, rico en LGN, el cual se multiplica por 2.2 en todo el periodo, comienza
con una producción de 1,727.4 MMPCD en 2010 y alcanza un valor de 3.757
MMPCD al final del periodo en 2040. Cuando el gas pasa por las plantas de
procesamiento, se extraen los LGN. En el período, la producción de LGN (incluido el
porcentaje de combustibles utilizados para esa producción) pasa de 433 MMPCD a
854.1 MMPCD en 2040. El porcentaje promedio que representan los LGN en el total
del gas húmedo producido es de 23.8%. Deducidos los LGN, queda un gas seco
disponible a la salida de las plantas de procesamiento, el cual representará en
promedio el 73.1% del gas húmedo medido en pozo. La disponibilidad del gas a
salida de planta crece de 1,239.3 MMPCD en 2010 y llega a 2,784.6 MMPCD en
2040. En virtud de que la demanda en “city gate” (incluida las pérdidas de los
sistemas de transporte y de distribución) es en todo el periodo menor que el gas
disponible a la salida de las plantas se procederá a la reinyección de gas seco
excedentario. En promedio la reinyección es igual al 17% del gas húmedo en pozo,
pero llega a valores picos en el rango de 21%-23.5%, en particular cuando se
concluye la exportación de LNG a fines de 2028. Se observa que las pérdidas en los
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 333
sistemas de transporte y distribución guardan una participación uniforme en el
período (2.2% en relación a la inyección del gas húmedo). El otro componente
relevante del periodo que aumenta su participación en porcentaje del gas húmedo
es el gas disponible en los mercados “city gate”. Este guarismo aumenta de 48.8%
en 2010 y llega a 61.1% en 2040.
Gráfico N° 1.6.37: Evolución de los Componentes del Balance del Subsector
Gas (MMPCD)
4,000
3,500
3,000
2,500
MMPCD 2,000
1,500
1,000
500
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Producción gas húmedo pozo
Producción LGN
Disponibilidad salida Plantas
Reinyección
Demanda gas en city gate
Fuente: Elaboración propia. Modelo consolidado de Balance Energético.
Cuadro N° 1.6.41: Balance de Oferta y Demanda de Ga s – Participación % por
Componente
Componentes
Gas humedo - pozo (MMPCD)
1
2
3
4=1- 2- 3
5
6=4- 5
7
8=6- 7
Gas humedo - pozo
Pérdida /consumo propio
Liquidos
Disponibilidad salida planta
Reinyección
Requerimiento mercado en punto de ingreso transporte
Pérdidas transporte y distribución
Demanda gas en city gate
2010
2015
2020
2025
2030
2040
1727.4
100.0%
3.2%
25.1%
71.7%
21.0%
50.8%
1.9%
48.8%
2434.1
100.0%
3.1%
24.6%
72.3%
13.1%
59.1%
2.3%
56.8%
3145.4
100.0%
3.1%
24.3%
72.6%
12.8%
59.8%
2.3%
57.5%
3686.3
100.0%
3.1%
23.3%
73.7%
12.1%
61.5%
2.4%
59.1%
3706.4
100.0%
3.1%
23.1%
73.8%
23.5%
50.3%
1.9%
48.3%
3757.4
100.0%
3.2%
22.7%
74.1%
10.6%
63.5%
2.4%
61.1%
Fuente: Elaboración propia. Modelo consolidado de Balance Energético.
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Proyectos Prioritarios y Referenciales del Plan
Programas Referenciales de Exploración de Gas
El programa exploratorio (y su continuidad) es crucial para abastecer de manera
segura el mercado del gas a futuro, toda vez que su implementación y éxito habilita
o no una disponibilidad adecuada y sostenible de gas durante el período. El plan
gas de la NUMES supone la aplicación de 6 programas exploratorios quinquenales
hasta el año 2040.
En el siguiente Cuadro se consigna la evolución del stock de las reservas P1 y P2
en el área de Camisea, suponiendo un nivel esperado de reposición de reservas
que tendrá la aplicación de los sucesivos programas exploratorios, dependiendo del
mayor o menor éxito en los descubrimientos. En el rango de éxito entre 50%-67%,
se proyectan reponer un total de 18-24 TCF en el periodo 2011-2040. Con los
niveles de producción proyectados es posible estimar la evolución de las reservas
P1 y P2, que de 21.7 TCF a diciembre de 2010, llegan a un rango de 14-17.7 TCF al
final del periodo. La relación R/P al final del periodo se estima entre 14.8 y 16.9
años.
Se estima que el programa de exploración en valor presente requerirá un total de
costos de inversión de US$ 2,945.6 millones. Para la valorización de los costos de
exploración se considera información del Plan de Inversión del Concesionario de los
Lotes 88 y 56 correspondiente al período 2010-201449 para incrementar el nivel de
reservas probadas. Dicho plan supone que para desarrollar 2 TCF de reservas
probadas se invertirán US$ 690 millones considerando una certeza del 100% en la
relación del esfuerzo exploratorio y las reservas desarrolladas. Para la estimación
de las inversiones de los planes exploratorios quinquenales se considera un criterio
más conservador de certeza en cuanto al desarrollo de reservas probadas, y se
supone que, por quinquenio, para desarrollar entre 3-4 TCF se requiere un total de
US$ 2,073 millones.
49
Plan de Inversión Consorcio Pluspetrol 2010-2014, Apoyo y Asociados Mayo de 2011.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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Cuadro N° 1.6.42: Programa Exploratorio de Gas en C amisea
Períodos Quinquenales
2011-15 2016-20 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040
Proyección Reposición Reservas @50% éxito (TCF)
Proyección Reposición Reservas @67% éxito (TCF)
Requerimientos Inversión (Millones de US$)
Stock Reservas P1+P2 - final período quinquenal (TCF)2,010
Con Nivel Producción Base
21.7
Con Nivel Producción Optimista
Relación R/P - final período quinquenal (en años)
Con Nivel Producción Base
Con Nivel Producción Optimista
50
3.0
4.0
3.0
4.0
3.0
4.0
3.0
4.0
3.0
4.0
3.0
4.0
1,382
2,073
2,073
2,073
2,073
2,073
21.9
22.9
20.9
22.3
19.3
21.4
17.5
20.2
15.8
18.9
14.0
17.7
36
37
26
23
20
22
18
19
18
18
15
17
Total
18.0
24.0
2,946 VA
Fuente: Elaboración propia. Modelo Oferta Gas.
Programas Referenciales de Producción de Gas
La oferta y disponibilidad del gas natural en el mediano y largo plazo dependerá de
la aplicación de programas exploratorios continuos por parte de los contratistas. En
otras palabras, para encontrar el gas es relevante que se invierta en exploración, y
sumado a esto, tener éxito en el descubrimiento del recurso. La historia reciente en
gas muestra altas tasas de éxito en el descubrimiento del gas, en especial en la
zona de Camisea, mediante la actividad exploratoria llevada adelante por diversos
contratistas privados.
El modelo exploratorio utilizado para la proyección de disponibilidad del gas tiene en
cuenta una curva de declinación de los pozos en producción y va incorporando el
aporte de gas de nuevos pozos. El aporte de nuevos pozos implica la movilización
de reservas posibles (P3) a probadas mediante la perforación de nuevos pozos de
desarrollo de producción durante todo el período.
Para la estimación de la disponibilidad del gas hasta el año 2040, se definen dos
extremos de planes exploratorios. Uno menor y no continuo, el cual supone que se
lleva adelante sólo el Plan exploratorio en marcha (2010-2014) en los lotes 88, 56 y
57; y otro que implica un Plan mayor compuesto por 5 planes quinquenales que se
llevan adelante en los anteriores lotes y en lotes aledaños a estos, como son el 108
y 76. Las curvas de oferta estimadas por el modelo, son consecuencia de: 1) una
curva de declinación en los pozos de producción de los lotes 88 y 56 (22 pozos); y
2) el aporte de gas de nuevos pozos, los cuales van entrando a la oferta en mayor o
menor volumen, producto del mayor o menor éxito del plan de exploración. Para
proyectar el aporte de nuevos pozos, se considera una relación de 0.5 TCF de
reservas por pozo, con una producción media por pozo de 100 MMPCD. La
incorporación de 9-10 TCF de reservas permiten desarrollar para producción entre
1,800-2,000 MMPCD de nuevo gas. Ese rango de producción adicional es lo que
consideran las proyecciones base y optimista al año 2040.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 336
Finalmente, la aplicación del programa de exploración mayor, plantea dos extremos
de éxito, uno menor que desarrolla el 50% de las reservas posibles (P3) y otro más
exitoso en el cual se alcanza desarrollar el 66% de las reservas P3.
En el caso de Camisea, en donde actualmente están en producción 22 pozos de los
lotes 88 y 56 con una producción de 1,160 MMPCD, se prevé que se irá
incorporando nueva producción de éstos y otros lotes. Esta producción incremental
se corresponde con los planes de exploración en marcha relevados y prospectivos
estimados, y al éxito y permanencia de éstos en el período.
En las proyecciones hasta el año 2040 se estiman tres variantes de disponibilidad
de gas seco a la salida de la Planta de Separación de Malvinas50:
Proyección Base. El nivel de producción actual de 1,160 MMPCD aumenta en
2012 a 1,680 MMPCD como consecuencia de gas adicional producido por los
lotes 88 y 57. En 2016 se estima un nuevo aumento de producción de gas
consecuencia del plan exploratorio en marcha en los lotes 88, 56, 57 y 58. En
ese año se incorporan 520 MMPCD a la producción, alcanzando un nivel
producido de 2,200 MMPCD. Producto de los planes exploratorios que se
aplican en el periodo 2015-2040, se va incorporando nuevo gas sobre el
producido de los pozos de los lotes 88, 56, 57 y 58 que comienzan a declinar a
partir de 2030. La incorporación promedio de 66 MMPCD-año en el periodo
2030-2040 supone mantener un nivel de producción constante en el periodo
2025-2040. La producción acumulada del caso base supone insumir 4 TCF, un
22% de las reservas posibles ya identificadas en la zona de Camisea.
Proyección Optimista. A diferencia del caso base, se anticipa un nivel de
producción de 2,500 MMPCD a partir de 2017 con el ingreso de 300 MMPCD a
la oferta, con un nuevo salto en la producción hasta 2,700 MMPCD en 2020
cuando ingresan otros 200 MPCD, para alcanzar un nivel constante de
producción de 2,780 en el periodo 2025-2040. Para ello deben ingresar, al igual
que en el caso base, 620 MMPCD en 2020 (cuando deja de producir el Lote 56)
y se debe reponer un promedio año de 66 MMPCD durante el periodo 20302040. La producción acumulada de este caso implica tomar casi 6.5 TCF, o sea
el 35% de las P3 actuales de la zona Camisea.
Proyección Pesimista. Este caso supone recrear el nivel de producción que se
estima para los lotes en producción actual más el gas que se proyecta en el
periodo 2012-2016 que entraría como consecuencia del plan exploratorio en
marcha. Bajo estas premisas la curva de producción del caso, supone que del
nivel de producción actual de 1,160 MMPCD se estiman dos escalones de
aumento de producción: el primero en el año 2012, llegando a 1,680 MMPCD, y
un posterior salto en 2016 hasta 2,200 MMPCD. Posteriormente se asume que
la producción se mantendría en este nivel, comenzando a declinar a partir de
2030, llegando a una producción de 850 MMPCD en el último año del periodo
50
Las proyecciones de disonibilidad de gas a la salida de la planta de Malvinas se determinan de manera
independiente de la demanda de gas proyectada del mercado.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 337
proyectado. Este caso implica un deterioro del nivel de inversiones en el sector
que impide desarrollar las reservas P3 existentes.
En el gráfico adjunto se muestran los tres niveles de producción en los casos antes
descritos.
3200
3000
2800
2600
2400
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Oferta base
Oferta optimista
2040
2038
2036
2034
2032
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
Oferta pesimista
2010
MMPCD
Gráfico N° 1.6.38: Proyección de Disponibilidad de Gas Seco (Área Camisea) a
la Salida de la Planta Malvinas
Fuente: Elaboración propia. Modelo Oferta Gas.
Ahora bien, el Plan NUMES supone que se lleve a delante el Programa Exploratorio
mayor, con lo cual es posible esperar una producción de gas al menos al nivel de
las proyecciones base y optimista según sea el éxito en los descubrimientos. El
siguiente cuadro muestra los volúmenes estimados de producción para ambas
proyecciones, y los costos de inversión, y de operación y mantenimientos requeridos
en cada caso. Para el caso base, se requiere un total de costos de US$ 2,599
millones, mientras que para el nivel optimista se alcanza un total de US$ 2,856
millones. Para estimar la inversión en los programas de producción se considera los
costos referenciales de 19 pozos desarrollados por el Consorcio Camisea.
Considerando una producción media por pozo de 120 MMPCD, se estima un costo
por unidad de producción (0.57 US$/PCD). A ese valor se adiciona el costo del
procesamiento. Para su estimación se considera como referencia el costo de la
segunda ampliación de la Planta Malvinas de 520 MMPCD por US$ 334 millones, lo
cual arroja un costo de 0.64 US$/PCD de producción. Para el costo operativo de
producción se considera un costo referencial 0.09 US$/PCD que surge del
Programa de Producción de los Lotes del Consorcio Camisea para el período 20112023.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 338
Cuadro N° 1.6.43: Programa de Producción de Gas
A - Producción Base
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
Volumenes de producción (MMPCD)
Lote 88
Lote 56
Lote 57
Desarrollo Producción Gas Exploración en marcha (1)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (2)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (3)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (4)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (5)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (6)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (7)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (8)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (9)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (10)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (11)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (12)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (13)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (14)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (15)
Total Producción Gas Camisea
540
620
0
0
0
882
620
178
0
0
882
620
178
0
0
882
620
178
0
0
882
620
178
0
0
882
620
178
520
0
882
620
178
520
0
882
620
178
520
0
882
620
178
520
0
882
620
178
520
0
882
620
178
520
300
882
620
178
520
300
882
620
178
520
300
882
620
178
520
300
882
620
178
520
300
100
882
620
178
520
300
100
882
620
178
520
300
100
882
620
178
520
300
100
882
0
178
520
300
100
620
820
0
178
520
300
100
620
62
763
0
178
520
300
100
620
62
57
709
0
166
520
300
100
620
62
57
66
660
0
154
520
300
100
620
62
57
66
61
614
0
143
520
300
100
620
62
57
66
61
57
571
0
133
520
300
100
620
62
57
66
61
57
53
531
0
124
484
300
100
620
62
57
66
61
57
53
86
494
0
115
450
300
100
620
62
57
66
61
57
53
86
80
459
0
107
418
300
100
620
62
57
66
61
57
53
86
80
74
427
0
100
389
300
100
620
62
57
66
61
57
53
86
80
74
69
397
0
93
362
300
100
620
62
57
66
61
57
53
86
80
74
69
64
1160 1680 1680 1680 1680 2200 2200 2200 2200 2200 2500 2500 2500 2500 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600 2600
633
104
736
0
150
150
0
150
150
0
150
150
633
150
783
0
196
196
0
196
196
0
196
196
0
196
196
429
196
626
0
223
223
0
223
223
0
223
223
57
223
281
0
232
232
0
232
232
0
232
232
356
232
588
35
232
268
33
232
265
38
232
270
35
232
267
33
232
265
30
232
263
49
232
281
46
232
278
43
232
275
40
232
272
37
232
269
Requerimientos de inversión y operación producción (Millones de US$)
Inversión Producción (Desarrollo pozos + planta de procesamiento)
Opex Producción
Total CAPEX + OPEX
VA
1149
1451
2599
0
232
232
B - Producción Optimista
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
Volumenes de producción (MMPCD)
Lote 88
Lote 56
Lote 57
Desarrollo Producción Gas Exploración en marcha (1)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (2)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (3)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (4)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (5)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (6)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (7)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (8)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (9)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (10)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (11)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (12)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (13)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (14)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (15)
Desarrollo Producción Gas Exploración prospectiva (15)
Total Producción Gas Camisea
540
620
882
620
178
882
620
178
882
620
178
882
620
178
882
620
178
520
882
620
178
520
300
882
620
178
520
300
882
620
178
520
300
882
620
178
520
300
200
882
620
178
520
300
200
882
620
178
520
300
200
882
620
178
520
300
200
882
620
178
520
300
200
882
620
178
520
300
200
882
620
178
520
300
200
170
882
620
178
520
300
200
170
882 882
620
0
178 178
520 520
300 300
200 200
170 170
620
820
0
178
520
300
200
170
620
62
763
0
178
520
300
200
170
620
62
57
709 660 614
0
0
0
166 154 143
520 520 520
300 300 300
200 200 200
170 170 170
620 620 620
62 62 62
57 57 57
66 66 66
61 61
57
0
150
150
0
150
150
0 633 365
0
0 243
0
0
0
0
0 207
0
0 356 35 33 38 35
150 150 196 223 223 223 241 241 241 241 241 241 256 256 256 256 256 256 256
150 782.6 561.4 223.3 223.3 466.5 241.1 241.1 241.1 241.1 241.1 447.9 256.3 256.3 612.2 291.7 289.3 294.1 291.5
571
0
133
520
300
200
170
620
62
57
66
61
57
53
531 494
0
0
124 115
484 450
300 300
200 200
170 170
620 620
62 62
57 57
66 66
61 61
57 57
53 53
86 86
80
459
0
107
418
300
200
170
620
62
57
66
61
57
53
86
80
74
427
0
100
389
300
200
170
620
62
57
66
61
57
53
86
80
74
69
397
0
93
362
300
200
170
620
62
57
66
61
57
53
86
80
74
69
64
1160 1680 1680 1680 1680 2200 2500 2500 2500 2700 2700 2700 2700 2700 2700 2870 2870 2870 2870 2870 2870 2870 2870 2870 2870 2870 2870 2870 2870 2870
Requerimientos de inversión y operación producción (Millones de US$)
Inversión Producción (Desarrollo pozos + planta de procesamiento)
Opex Producción
Total CAPEX + OPEX
VA
1309 633
1547 104
2856 736.1
33 30 49
256 256 256
289 286.7 305.5
46 43 40 37
0
256 256 256 256 256
302 298.8 295.9 293.1 256.3
Fuente: Elaboración propia. Modelo Oferta de Gas.
Plan Nacional del Sistema de Transporte Descentralizado
El Plan de Transporte de gas de la NUMES, prevé que el crecimiento de la
infraestructura de transporte del gas natural se realizará a partir de la expansión del
sistema actual de TGP para abastecer principalmente la demanda de los nuevos
ductos regionales que se interconectarán con el sistema de TGP, y un nuevo
gasoducto que parte directamente de Camisea hacia el Sur del país.
Entre los ductos con interconexión a TGP y que requerirán una ampliación de la
infraestructura actual, figuran: 1) Gasoducto Ica (Ica, Nazca, Marcona), y 2)
Gasoducto Norte (Ayacucho-Junín-Chimbote-Trujillo).
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 339
La ampliación de la infraestructura de transporte se completa con un nuevo ducto
que parte de Camisea, denominado Gasoducto Andino del Sur. Estos proyectos se
muestran en el siguiente mapa.
Gráfico N° 1.6.39: Proyectos de Ampliación y Nuevos Sistemas de Transporte
de Gas Natural
Fuente: MEM.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 340
Ampliación del Sistema TGP
Las ampliaciones requeridas sobre el sistema de TGP tenderán a satisfacer las
demandas adicionales de gas.51 Estas ampliaciones se relacionan con demandas
adicionales en:
1) Derivación en Ayacucho con destino hasta Chimbote/Trujillo (Nuevo
Gasoducto Norte).
2) Derivación en Pisco con destino hasta Marcona (Nuevo Gasoducto Ica).
3) “City gate” Lurín para satisfacer demandas incrementales en Lima y Callao
por sobre los 530 MMPCD de capacidad actual.
Las cifras de capacidades incrementales están estimadas en función a las
necesidades de demanda de capacidad por tramo, conforme las proyecciones de
demanda de gas del Plan NUMES para los diferentes sectores (generadores,
industriales, GNV, residenciales y comerciales). Los montos de inversión se estiman
de acuerdo a referencias de costos por km52. La ampliación en el tramo de la selva
(denominado TGP aguas arriba) será de 970 MM MMPCD; en el tramo AyacuchoHumay la capacidad de transporte se incrementa en 620 MMPCD; y finalmente en el
último tramo del ducto, Humay-Lima se necesitará ampliar la capacidad en 270
MMPC hasta 800 MMPCD. El total de inversión de las ampliaciones del ducto de
TGP totaliza en valor presente US$ 624.8 millones.
Nuevo Gasoducto Ica-Marcona
El nuevo ducto regional Ica-Marcona recorrerá las localidades de Pisco, Nazca y
Marcona, en el departamento de Ica. El gasoducto regional de Ica, de unos 258
kilómetros de longitud, partirá de la localidad de Humay, donde se encuentra el
ducto principal de TGP, y de ahí se construirá un ramal hacia Pisco y Chincha, y
otro hacia Ica, Nazca y Marcona.
La instalación de ese gasoducto permitirá reforzar el abastecimiento de las
industrias mineras, metalúrgicas y harineras de la región, pero también impulsar la
petroquímica promovida por el Gobierno. La capacidad del ducto será inicialmente
de 250 MMPCD y se ampliará hasta 350 MMPCD en 2023.
51
En diciembre 2009 TGP aprobó el inicio de un nuevo proyecto de expansión del sistema de transporte de gas
y líquidos para aumentar las capacidades del Sistema actual por sobre los compromisos originales. Un
proyecto ya iniciado supone construir un “loop” en la selva de dos ductos, uno paralelo al actual ducto de gas
natural de 150 kilómetros (32”) y otro paralelo al actual ducto de líquidos (LGN) de 150 kilómetros (24”); así
como una nueva estación de bombeo de LGN (una cuarta adicional a las tres existentes en cada una de las
tres estaciones de bombeo). También se planea culminar la segunda etapa del loop Costa, hasta una longitud
total de 136 km, culminando en el “city gate” (Lima). En el caso del gas, la ampliación permitirá ampliar la
capacidad de transporte de 530 MMPCD a 900 MMPCD, mientras que el sistema de LGN su capacidad se
51
expandirá desde 100,000 MBPD hasta 120,000 MBPD. El plazo de ejecución de la ampliación se prevé en 2
años y 3 meses
52
Los costos referenciales considerados se basan en información del Plan Referencial de Electricidad 20082017 (marzo 2009) y Natural Gas Study –World Bank 2009. Dichos costos referenciales se expresan en
US$/PCD/KM y se diferencian de acuerdo a la dificultad en la instalación de los tramos de los gasoductos:
selva, sierra y costa.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 341
Inicialmente el grupo colombiano formado por la Empresa Energía de Bogotá (EEB)
y Transportadora de Gas del Interior (TGI) ganó la concesión de la construcción de
la red de distribución de alta presión. En la actualidad está en poder de la empresa
Contugas. El plazo de ejecución de la obra es de 30 meses a partir de que se
levanten las restricciones de transporte de gas. El monto de la inversión en valor
presente es de US$ 203.8 millones. Se prevé el inicio de la operación a fines de
2012 o principios de 2013. El siguiente gráfico se muestra el recorrido del
gasoducto.
Gráfico N° 1.6.40: Ducto de Ica
Fuente: Elaboración propia.
Nuevo Gasoducto Norte
El proyecto del nuevo ducto regional Ayacucho-Chimbote-Trujillo supone la
construcción de un gasoducto de 1,000 km de longitud y una capacidad inicial de
250 MMPCD que alcanzará 350 MMPCD en 2033, para satisfacer la demanda de
capacidad de transporte requerida según las proyecciones de la demanda para el
área de Ayacucho, Junín, Ancash y la Libertad. La inversión en valor presente es
de US$ 648.5 millones. El proceso de concesión es llevado adelante por
PROINVERSIÓN, quien ha manifestado que en febrero de 2012 se realizaría la
convocatoria para el proceso de concesión del gasoducto. El plazo de concesión
será de 30 años más el período de construcción estimado en 40 a 48 meses. El
inicio de operación del ducto se prevé entre 2017-18.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 342
Nuevo Gasoducto Sur
El proyecto del nuevo ducto Camisea-Ilo (Concesión Kuntur Transportadora de Gas
SAC53), incluido en el Contrato de Concesión, consiste en el diseño, construcción y
operación del gasoducto Andino Sur de 26” que transportará gas natural desde la
zona denominada Malvinas, en la provincia de la Concepción en Cusco, y se
extenderá hasta las ciudades de Juliaca (Puno), Matarani (Arequipa) e Ilo
(Moquegua).
El gasoducto tendrá una longitud de 1,076 km, y constituirá el eje del desarrollo
socio-económico de las regiones Cusco, Arequipa, Tacna, Moquegua y Puno. Al
mismo tiempo incrementará la confiabilidad del sistema nacional de suministro de
gas natural por tratarse de un ducto independiente del existente de TGP.
La construcción del gasoducto estimada en el Contrato de Concesión era de US$
1,350 millones y se preveía su puesta en operación comercial en 2012. Se estimaba
una demanda de capacidad del ducto de 400 MMPCD. El siguiente gráficose
muestra el recorrido del Gasoducto Sur.
Gráfico N° 1.6.41: Gasoducto Sur
Fuente: Elaboración propia.
53
A diferencia de la concesión de transporte de gas natural de Camisea a Lima, que fue producto de un
concurso público, la concesión de transporte de gas al sur fue producto de una solicitud de parte iniciada por
la empresa “Kuntur Transportadora de Gas S.A.C”. El 06 de octubre de 2008 se suscribió el Contrato de
Concesión del Gasoducto Andino del Sur, con un plazo de 30 años
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 343
Posterior al otorgamiento de la Concesión, OSINERGMIN consideró en los cálculos
de la tarifa de transporte una demanda de capacidad del ducto de 850 MMPCD con
una inversión estimada de US$ 1,567 millones54.
Ahora bien, en la actualidad55 se está proponiendo un nuevo proyecto de transporte
que comprende el diseño, la construcción y operación de dos ductos, el primero un
gasoducto de 30” de diámetro y el segundo un ducto de 18” de diámetro, que
posteriormente transportará LGN56 incluyendo el etano para la petroquímica.
Este proyecto forma parte de un proyecto integrado que, en adición del sistema de
transporte de gas natural y líquidos por ductos desde Malvinas hasta la Costa Sur
del País, incluye la construcción de un complejo industrial y exportación de gas
natural y de condensados; y la construcción de un Complejo Petroquímico57.
Se estima que el desarrollo del Proyecto tomará aproximadamente 50 meses
después de aprobada la EIA, actualmente en evaluación. Su operación está prevista
a partir del año 2016.
A partir de la demanda de gas estimada para el Plan NUMES, se reestimó la
demanda de capacidad del Gasoducto Sur. La construcción del sistema de
transporte de gas alcanzaría una capacidad de 550 MMPCD para satisfacer la
demanda de capacidad de transporte requerida, según las proyecciones de la
demanda para el área, sin incluir las exportaciones previstas de LNG. El costo de
inversión del proyecto, en valor presente se estima en US$ 995.9 millones.
En el siguiente cuadro se muestra la evolución de la demanda de capacidad del
Sistema de Transporte para los distintos Gasoductos del Plan de Transporte,
indicando los costos de inversión y operación y mantenimiento y la tarifa única de
transporte de gas natural que recupera dichos costos conforme la metodología
establecida por la normativa vigente.
54
Ducto de 24”.
La empresa Odebrecht ha adquirido el 51% de acciones del proyecto de Kuntur Transportadora de Gas para
construir el gasoducto.
56
Mediante Resolución Ministerial Nº 493-2011-MEM/DM del 19 de noviembre de 2011 se constituyó una
Comisión Especial para evaluar la modificación al Contrato de Concesión del Sistema de Transporte de gas
natural por ductos de Camisea al Sur del país.
57
A la fecha, Kuntur ha presentado al MEM su listado de servidumbres (06.05.09) y el Estudio de Impacto
Ambiental (18.08.10) que actualmente se encuentra en evaluación. Por su parte ha presentado a
OSINERGMIN su Manual de Diseño el cual ha sido actualizado debido a la modificación del Proyecto; y el
Estudio de Riesgos el cual está en evaluación.
55
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 344
Cuadro N° 1.6.44: Plan del Sistema Nacional de Tran sporte Descentralizado –
Evolución 2011-2040
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
Evolución de la Demanda de capacidad del Sistema de Transporte (MMPCD)
Sistema de Transporte TGP
Sistema de Transporte al Sur
Sistema de Transporte al Norte
Exportación
Total
530 530 650 900
0
0
0 550
0
0
0
0
620 620 620 620
1150 1150 1270 2070
900
550
250
620
2320
900
550
250
620
2320
900
550
250
620
2320
900
550
250
620
2320
900
550
250
620
2320
900
550
250
620
2320
950
550
250
620
2370
950
550
250
620
2370
1100
550
250
620
2520
1100
550
250
620
2520
1100
550
250
620
2520
1100
550
250
620
2520
1100
550
250
620
2520
1100
550
250
620
2520
1100
550
250
620
2520
1100
550
250
620
2520
1100
550
250
620
2520
250 250
250
0
0
0
250
0
0 250
550
0
800 250
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
50
50
50
0
0
0
50
0
0
0
0
0
0
0
150
150
50
100
0
0
150
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1100
550
250
620
2520
1100
550
350
620
2620
1100
550
350
620
2620
1150
550
350
620
2670
1150
550
350
620
2670
1150
550
350
620
2670
1150
550
350
620
2670
1150
550
350
620
2670
1150
550
350
620
2670
0 100
0
0
0
0
0
0
0 100
0
0
0 100
0
0
0
0
0
0
0
50
50
50
0
0
0
50
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Expansión de demanda de capacidad (MMPCD)
TGP aguas arriba
. TGP centro
. Lima
. Ica
. Norte
Sur
Total
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Incremento acumulado de demanda de capacidad (MMPCD)
TGP aguas arriba
0
0 120 370 620 620 620 620 620 620 670 670 820 820 820 820 820 820 820 820 820 820 920 920 970 970 970 970 970 970
. TGP centro
. Lima
. Ica
. Norte
Sur
Total
0
0
0
0
0
0
0 120 370 370 370 370 370
0 120 120 120 120 120 120
0
0 250 250 250 250 250
0
0
0 250 250 250 250
0
0 550 550 550 550 550
0 120 920 1,170 1,170 1,170 1,170
VA
$352.80
$203.63
$68.38
$203.81
$648.47
$995.86
$2,472.93
0
0
0
0
0
0
0
0 140 291
0
0 83 172
0
0 72
0
0
0
0 280
0
0
0
0 1,086
0
0 1,567
0
0 294 2,310 1,086
$651.49
0
0
0
0 303 2,388 1,197 111 111 111 111 111 237 114 547 127 127 127 127 127 127 127 127 127 694 143 270 147 147 147 147 147
Costo Inversión Expansión - CAPEX (Millones de US$)
TGP aguas arriba
. TGP centro
. Lima
. Ica
. Norte
Sur
Total CAPEX
Costo de operación y mantenimiento - OPEX (Millones de US$)
CAPEX + OPEX
$3,124.42
Tarifa Unica de Tranporte de Gas Natural -TUTGN (US$/MMBTU)
120
120
120
0
0
0
120
9
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
370
120
250
250
550
1,170
0
0
0
0
0
0
0
370
120
250
250
550
1,170
420
170
250
250
550
1,220
420
170
250
250
550
1,220
570
220
350
250
550
1,370
570
220
350
250
550
1,370
570
220
350
250
550
1,370
570
220
350
250
550
1,370
570
220
350
250
550
1,370
570
220
350
250
550
1,370
570
220
350
250
550
1,370
570
220
350
250
550
1,370
570
220
350
250
550
1,370
0 58
0 34
0 30
0
0
0
0
0
0
0 122
0
0
0
0
0
0
0
174
103
30
112
0
0
420
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
570
220
350
250
550
1,370
570
220
350
350
550
1,470
0 116
0
0
0
0
0
0
0 435
0
0
0 551
570
220
350
350
550
1,470
620
270
350
350
550
1,520
620
270
350
350
550
1,520
620
270
350
350
550
1,520
620
270
350
350
550
1,520
620
270
350
350
550
1,520
620
270
350
350
550
1,520
0 58
0 34
0 30
0
0
0
0
0
0
0 122
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
78 111 111 111 111 111 111 114 114 127 127 127 127 127 127 127 127 127 127 143 143 147 147 147 147 147 147
0.93 0.93 0.95 1.26 1.41 1.41 1.41 1.41 1.41 1.41 1.40 1.40 1.42 1.42 1.42 1.42 1.42 1.42 1.42 1.42 1.42 1.42 1.49 1.49 1.48 1.48 1.48 1.48 1.48 1.48
Fuente: Elaboración propia. Modelo Transporte de Gas.
A continuación se resumen los requerimientos físicos y monetarios del Plan de
Transporte, identificando en los diferentes subsistemas, la distancia, incremento de
capacidad en el período 2011-2040 y la inversión y opex en valor presente,
totalizando US$ 2,473 millones y US$ 651 millones, respectivamente58. En total el
incremento de la capacidad de transporte sería de 1,520 MMPCD, llegando a una
capacidad de inyección en Camisea de 2,670 MMPCD si se incluye la capacidad
actual de 530 MMPCD del mercado interno y los 620 MMPCD del mercado de
exportación.
58
Se considera un opex referencial de 3% del costo de inversión.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 345
Cuadro N° 1.6.45: Plan Nacional de Transporte – Res umen de Requerimientos
Físicos y Monetarios
Subsistema
II.1
I.1.1
I.1.2
I.2
II -
TGP aguas arriba
TGP Centro
Subsistema Lima
Subsistema Ica
Norte
Sur
Recorrido
Distancia
(Km)
Camisea-Ayacucho
Ayacucho - Humay
Humay - Lima
Humay -Marcona
Ayacucho - Trujillo
Camisea - Ilo
Total Capacidad incremental en punto inyección (I+II)
278
243
211
258
1000
1076
Incremento
Capacidad
(MMPCD)
Inversión
(Millones
de US$)
970
620
270
350
350
550
353
204
68
204
648
996
1,520
Total CAPEX Proyectos de Transporte de Gas
Total OPEX Proyectos de Transporte de Gas
2,473
651
Fuente: Elaboración propia. Modelo transporte de gas.
Plan Nacional de Acceso al Gas
1.
•
Proyectos de los Sistemas de Distribución
Sistema de Distribución de Gas Natural en el Departamento de Lima
La distribución de gas en Lima y Callao comenzó en 2004, con el inicio de la
explotación del gas de Camisea. Actualmente la empresa Cálidda es quien tiene a
su cargo la prestación de servicio a través de una Concesión en el área de Lima y
Callao. Desde el inicio de sus actividades, la infraestructura del sistema de
distribución se ha venido incrementando. En el 2010 dicha infraestructura que forma
parte del Sistema de Distribución de Gas Natural en Lima y Callao se ha
incrementado en un 40%, respecto a lo registrado a fines del año 2009; teniendo
como resultado 1,273 km de la red construida, de la cual 310 km corresponden a
redes de acero y 963 km corresponden a redes de polietileno de alta densidad.
Asimismo, el número de instalaciones internas de gas natural se ha incrementado
aproximadamente 84,5%, de 15,975 usuarios registrados en el 2009 a 29,471
usuarios en el 2010; de los cuales 361 son usuarios con instalaciones industriales,
28,946 son usuarios con instalaciones residenciales y comerciales y 144 son
habilitaciones de GNV.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 346
Respecto al GNV, vale notar que el mercado de estaciones de venta al público de
gas natural vehicular continúa creciendo y a fines del 2010 se cuenta con 139
estaciones de servicio en operación, 95 estaciones con proyectos de Informes
Técnicos Favorables (ITF) para el inicio de obras, 37 estaciones en construcción y
24 estaciones en proceso de trámite para la obtención del ITF.59
En enero de 2011 Cálidda ha iniciado la expansión de la infraestructura de su
sistema mediante la construcción de una ampliación de las redes principales y
secundarias. La obra en la red principal, de casi US$ 72 millones, consiste en la
instalación de un “loop” de 42 kilómetros de extensión que se interconectará con la
red principal actual en el punto de inyección de TGP a la altura de Lurín. La nueva
infraestructura incluye dos tramos: el primero, 37 kilómetros de 30”, y un segundo
tramo de 5 kilómetros de 20”.
Gráfico N° 1.6.42: Expansión de la Red Principal de Cálidda
Fuente: Cálidda.
Esta obra es complementada con nueva infraestructura en las redes secundarias
que involucra una inversión del orden de US$ 300 millones en la instalación de
redes de media y baja presión. Estas ampliaciones permitirán ampliar el mercado de
59
A fines del 2010 se emitieron 271 Informes Técnicos Favorables (ITF) a establecimientos de venta al público
de GNV; de los cuales 139 se encuentran operativos, 137 operan en Lima y Callao y 2 en provincias: Piura y
Chiclayo respectivamente. Se espera que este número siga creciendo al ritmo de las conversiones de
unidades vehiculares. Asimismo, por la dinamización en la conversión de vehículos a GNV el registro de
autos autorizados por el Ministerio de Transportes y Comunicaciones, que a diciembre del 2010 ascendió a
210 talleres convertidos a GNV reporta una cifra del orden de 103,712 unidades convertidas.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 347
la distribuidora captando al año 2022 alrededor de 500,000 nuevos clientes
residenciales/comerciales, 109 estaciones de GNV, 400 nuevos clientes comerciales
e industriales y 3 generadores eléctricos.
Ahora bien, el Plan Nacional de Acceso al gas en los Sistemas de Distribución del
Plan NUMES plantea una cobertura más agresiva que la prevista por la empresa
Cálidda, superando en un 36% la captación de clientes residenciales de dicha
empresa. En la proyección del plan se alcanza un total de 693,500 usuarios
residenciales y comerciales en el año 2022 y se llega a 916,000 en dichos usuarios
en 2040. El uso del GNV también es otros de los “drivers” del Plan de Masificación,
y en este sentido el stock de vehículos convertidos a GNV se multiplica por 3.7
veces, pasando de 92,395 en 2010 a 342,195 vehículos a GNV.
•
Sistema de Distribución de Gas Natural en el Departamento de Ica
La inversión total en el sistema de distribución de Ica se estima en casi US$ 40
millones para un total de 36,000 usuarios aproximadamente60, comprendiendo las
redes de media y baja presión, acometidas, instalaciones internas y conversiones.
El costo de inversión por usuario ronda los US$ 1,100.61
•
Sistemas de Distribución en las Regiones Norte y Sur
El Plan NUMES incorpora el desarrollo de otros dos sistemas de distribución a
futuro que se abastecerán mediante los Gasoductos Sur y Norte.
En el caso del Sistema de Distribución de Ayacucho y Junín, con casi 64,000
usuarios potenciales, la inversión que incluye redes de media y baja presión,
acometidas, instalaciones internas y conversiones, sería de US$ 61 millones.62 El
costo por usuario ronda los US$ 960. Por otra parte, el sistema de Cusco, Puno,
Arequipa y Moquegua que captaría alrededor de 145,000 usuarios prevé una
inversión de US$ 173 millones, lo que arroja una inversión promedio por usuario de
US$ 1,195.
Vale aclarar en relación a los dos sistemas de distribución antes mencionados, que
el Gobierno tiene previsto la adjudicación de las concesiones de ambos sistemas.
Los plazos de las concesiones serían por 30 años y los oferentes competirían por el
compromiso del mayor número de usuarios a conectar. PROINVERSIÓN,
60
Véase Estudio PROINVERSIÓN (2004).
El concesionario del sistema de distribución en el Departamento de Ica es Contugas SAC. El proyecto de la
empresa comprende la construcción de una red de distribución de gas natural de alta presión para abastecer
la ciudad de Pisco y otra red para abastecer la ciudad de Ica, con una prolongación de 180 km hasta Marcona,
pasando por Nazca. Conforme a lo dispuesto en el Contrato de Concesión, la empresa debe cumplir con un
Plan de Cobertura a partir de la fecha de inicio de operación llegando a conectar 50,000 clientes en el año 8.
El inicio de la construcción en Pisco se produjo en mayo de 2010 y el plazo de ejecución será de 30 meses,
finalizando la obra a fines de 2012. Las redes principales de distribución tendrán una extensión de 70 km
aproximadamente, a las que se adicionará las Redes Secundarias de Distribución conformada por Tuberías de
Acero y Polietileno de Baja Presión.
62
Las referencias para estos dos proyectos: montos invertidos, posibles clientes conectados y extensión de las
redes de distribución se toman de Estudios realizados por PROINVERSIÓN previo a la Concesión de dichos
sistemas.
61
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 348
encargado del proceso de concesión, estima una inversión de US$ 100 millones
para cada sistema. En una primera etapa, y hasta la llegada del gas natural
mediante los Gasoductos al Norte (2018) y Sur (2016), se prevé que el
abastecimiento de los sistemas de distribución se realice mediante el transporte
terrestre del gas natural en estado líquido desde la Planta Cañete –al Sur de Lima-63
hasta los límites de las ciudades por abastecer, regasificar en estos puntos, y luego
suministrar gas al usuario a través de las redes de distribución.
En el siguiente cuadro se muestran los costos referenciales en inversión por usuario
que se utilizan para estimar el requerimiento de inversión del Plan de Acceso al gas,
en función al plan de cobertura previsto hasta el año 2040.
Cuadro N° 1.6.46: Referencias de Costos para los Pr oyectos en Sistemas de
Distribución
Sistema Distribución
Total de Usuarios
al Año 25
Longitud Red
Distribución - KM
Inversión 1
(MP+BP+Acom) Millones de US$
Inversión 2
Instalación Interna + Inversión 2/ Usuario - Inversión Total - Inversión Total /
US$
Millones de US$
Usuario - US$
Conversiones Millones de US$
606.2
148.5
300.0
448.5
906.2
Inversión 1 /
Usuario - US$
Lima-Callao
494,855
Ica
35,662
442
23.4
654.9
16.2
455.0
39.6
Ayacucho-Junín
63,698
628
38.1
598.4
23.1
362.3
61.2
960.8
Cusco-Puno-Arequipa-Moquegua
145,111
2,611
90.6
624.3
82.9
571.3
173.5
1,195.6
TOTAL
739,326
3,681
452.1
611.5
270.7
366.1
722.7
977.6
n.d
300.0
1,109.8
Fuente: Elaboración propia según Costos referenciales de Proyectos de Distribución.
2.
Cobertura del Plan de Acceso al Gas
En el sector residencial el plan de cobertura objetivo supone que se conecten un
19% de las viviendas en las ciudades de las regiones en donde llegue el Gas de
Camisea. En el siguiente cuadro se muestran las proyecciones de usuarios
conectables en Lima-Callao, Ica, Sierra Central y Sur. En total se prevé captar
aproximadamente 1.8 millones de usuarios residenciales y comerciales.
En relación al GNV, el plan de masificación prevé alcanzar un total de 10.5% del
parque de automóviles al 2040, con un stock de 387,870 vehículos a GNV
proyectados al 2040.
63
El Gobierno tiene previsto concesionar un Sistema que permitirá el uso del gas natural en estado líquido y su
regasificación para casos de emergencia, o hasta que los gasoductos lleguen a los proyectos de los
distribución. El sistema estará ubicado en la Provincia de Cañete, Departamento de Lima y se prevé una
inversión de US$ 200 millones.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 349
Cuadro N° 1.6.47: Plan de Cobertura de Usuarios Res idenciales, Comerciales y
GNV
2,010
2,011
2,012
2,013
2,014
2,015
2,016
2,017
2,018
2,019
2,020
2,025
2,030
2,035
2,040
Zonas influencia Camisea
Residencial-Comercial
Vehicular
122,716
30,351
92,365
163,387
54,045
109,343
249,592
124,852
124,740
299,002
159,026
139,976
370,050
217,750
152,300
452,090
285,917
166,173
629,225
446,737
182,489
774,627
579,680
194,946
885,043
680,275
204,768
992,906
777,886
215,020
1,083,658
861,595
222,063
1,387,899
1,130,556
257,343
1,553,784
1,265,173
288,612
1,688,541
1,353,960
334,580
1,811,993
1,424,122
387,870
Lima y Callao
Residencial-Comercial
Vehicular
122,716
30,351
92,365
163,387
54,045
109,343
237,469
115,088
122,381
278,413
141,269
137,144
345,515
196,046
149,469
423,577
260,708
162,869
503,354
330,713
172,642
585,186
402,081
183,105
665,323
473,450
191,874
745,886
544,818
201,068
812,275
605,227
207,048
1,011,699
782,611
229,088
1,107,738
853,113
254,625
1,179,879
884,698
295,181
1,258,294
916,099
342,195
Ica
Residencial-Comercial
Vehicular
-
-
12,124
9,764
2,360
20,589
17,757
2,832
24,535
21,704
2,832
28,513
25,210
3,304
32,150
28,375
3,776
34,984
31,208
3,776
38,015
33,768
4,248
40,340
36,093
4,248
42,465
38,217
4,248
51,417
46,698
4,719
58,314
53,160
5,154
63,526
57,551
5,975
69,231
62,305
6,926
Sierra Central
Residencial-Comercial
Vehicular
-
-
-
-
-
-
17,456
13,673
3,783
27,612
21,938
5,674
35,405
29,258
6,147
42,854
35,761
7,092
49,599
41,561
8,038
72,899
62,970
9,929
88,820
76,945
11,876
100,749
86,982
13,767
110,126
94,166
15,960
Sur
Residencial-Comercial
Vehicular
-
-
-
-
-
-
76,265
73,976
2,289
126,845
124,453
2,392
146,299
143,799
2,500
163,826
161,214
2,612
179,320
176,590
2,730
251,884
238,277
13,607
298,912
281,955
16,957
344,387
324,730
19,658
374,341
351,552
22,789
Fuente: Elaboración propia. Modelo Demanda de Gas.
El plan de cobertura requiere un monto de inversión en valor presente de US$ 503.3
millones en concepto de construcción de redes de media y baja presión,
acometidas, instalaciones internas y conversiones. Adicionalmente se estima un
total de costos de operación y mantenimiento de las redes de distribución del orden
de US$ 78.9 millones en valor presente. Esta información se muestra en el siguiente
cuadro.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 350
Cuadro N° 1.6.48: Costos de Inversión, Operación y Mantenimiento de los
Proyectos de Distribución (Millones de US$)
2,010 2,011 2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 2,023 2,024 2,025 2,026 2,027 2,028 2,029 2,030 2,031 2,032 2,033 2,034 2,035 2,036 2,037 2,038 2,039 2,040
A - COSTOS DE INVERSION
Zonas influencia Camisea
Red y Acometida
Intalacion interna y conversion
VA
503.3 21.5 66.2 32.6 54.0 62.5 168.5 136.1 97.7 94.3 81.1 68.7 60.1 51.3 46.1 38.3 34.3 31.0 28.3 22.5 20.6 18.8 17.8 14.2 18.1 25.5 14.2 14.4 14.5 14.7 14.9
315.0 14.4 43.4 21.1 35.8 41.5 98.9 81.6 61.4 59.6 51.1 42.8 37.5 32.0 28.5 23.7 21.0 18.8 16.9 13.6 12.3 11.0 10.4 8.5 10.5 14.3 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8
188.4 7.1 22.8 11.5 18.2 21.0 69.7 54.5 36.3 34.8 30.0 25.9 22.7 19.3 17.6 14.6 13.3 12.2 11.3 8.9 8.3 7.7 7.4 5.7 7.6 11.2 5.7 5.8 5.9 6.0 6.1
-
Lima y Callao
Red y Acometida
Intalacion interna y conversion
324.2 21.5 55.3 23.7 49.6 58.6 63.4 64.7 64.7 64.7 54.7 42.6 37.4 31.8 26.7 22.2 18.4 15.1 12.3 10.0
216.9 14.4 37.0 15.9 33.2 39.2 42.4 43.3 43.3 43.3 36.6 28.5 25.0 21.3 17.9 14.9 12.3 10.1 8.2 6.7
107.3 7.1 18.3 7.9 16.4 19.4 21.0 21.4 21.4 21.4 18.1 14.1 12.4 10.5 8.8 7.4 6.1 5.0 4.1 3.3
8.1
5.4
2.7
6.6
4.4
2.2
5.5
3.7
1.8
5.5
3.7
1.8
5.5
3.7
1.8
5.6
3.7
1.8
5.6
3.8
1.9
5.7
3.8
1.9
5.7
3.8
1.9
5.7
3.8
1.9
5.8
3.9
1.9
-
Ica
Red y Acometida
Intalacion interna y conversion
29.7
17.5
12.2
-
10.8
6.4
4.4
8.9
5.2
3.6
4.4
2.6
1.8
3.9
2.3
1.6
3.5
2.1
1.4
3.1
1.9
1.3
2.8
1.7
1.2
2.6
1.5
1.1
2.4
1.4
1.0
2.2
1.3
0.9
2.0
1.2
0.8
1.9
1.1
0.8
1.7
1.0
0.7
1.6
1.0
0.7
1.6
0.9
0.6
1.5
0.9
0.6
1.4
0.8
0.6
1.4
0.8
0.6
1.3
0.8
0.5
0.9
0.6
0.4
1.0
0.6
0.4
1.0
0.6
0.4
1.0
0.6
0.4
1.0
0.6
0.4
1.0
0.6
0.4
1.0
0.6
0.4
1.1
0.6
0.4
1.1
0.6
0.4
1.1
0.6
0.4
-
Sierra Central
Red y Acometida
Intalacion interna y conversion
24.8
15.5
9.4
-
-
-
-
-
13.1
8.2
5.0
7.9
4.9
3.0
7.0
4.4
2.7
6.2
3.9
2.4
5.6
3.5
2.1
5.0
3.1
1.9
4.5
2.8
1.7
4.1
2.5
1.5
3.7
2.3
1.4
3.4
2.1
1.3
3.1
1.9
1.2
2.9
1.8
1.1
2.7
1.7
1.0
2.5
1.5
0.9
2.3
1.5
0.9
2.2
1.4
0.8
2.1
1.3
0.8
2.0
1.3
0.8
2.0
1.2
0.7
1.3
0.8
0.5
1.3
0.8
0.5
1.4
0.8
0.5
1.4
0.9
0.5
1.4
0.9
0.5
1.4
0.9
0.5
-
Sur
Red y Acometida
Intalacion interna y conversion
124.5
65.0
59.5
-
-
-
-
-
88.4 60.4 23.1 20.8 18.4 18.9 16.3 13.6 13.9 11.0 11.3 11.6 11.9
46.2 31.5 12.1 10.9 9.6 9.9 8.5 7.1 7.3 5.7 5.9 6.0 6.2
42.3 28.8 11.1 9.9 8.8 9.0 7.8 6.5 6.7 5.3 5.4 5.5 5.7
8.6
4.5
4.1
8.8
4.6
4.2
9.0
4.7
4.3
9.2
4.8
4.4
5.7
3.0
2.7
9.6 17.6
5.0 9.2
4.6 8.4
6.2
3.2
3.0
6.3
3.3
3.0
6.4
3.3
3.1
6.5
3.4
3.1
6.6
3.5
3.2
-
5.2
9.0 10.5 24.7 20.4 15.4 15.0 12.8 10.7
4.2
3.4
3.1
2.8
2.6
2.1
3.5
2.1
2.1
2.2
B- COSTOS OPERACION Y MANTENIMIENTO
Zonas de influencia Camisea
78.9
2.2
2.2
TOTAL COSTOS DISTRIBUCION
582.2 21.5 69.8 43.5 59.3 71.5 179.0 160.8 118.1 109.7 96.0 81.5 70.8 60.7 54.1 45.4 40.2 36.3 33.0 26.7 24.0 21.8 20.5 16.8 20.2 28.1 17.7 16.5 16.7 16.9 17.1
2.2
3.6 10.9
9.4
8.0
7.1
5.9
5.3
4.7
2.6
Fuente: Elaboración propia. Modelo Demanda de Gas.
Adicionalmente, en el transporte público el Plan de Acceso al gas supone
implementar el Proyecto Metropolitano de Lima con Buses a GNV, mediante dos
corredores que atraviesan la ciudad de Sur a Norte y de Este a Oeste. Dicho
proyecto que ya está en desarrollo para el corredor Sur – Norte, supone que se
movilizarán más de un 1.9 millones de pasajeros por día, cuando los dos corredores
estén operativos. En el siguiente cuadro se detallan las características particulares
de ambos corredores. Para resaltar, la inversión total del proyecto metropolitano
(buses, etc.) alcanza un total de US$ 590 millones, con 1,368 buses operativos al
año 2026.
Cuadro N° 1.6.49: Proyecto Metropolitano Transporte GNV
Proyecto
Status
Cosac 1 (Sur - Norte)
Con financiamiento y en desarrollo
Cosac 2 (Este - Oeste)
En Estudio
Longitud
km
28.629
30.350
Pasajeros/día
Buses
700,000
634
Capex
Millones de US$
215
1,237,523
734
375
Fuente: Elaboración propia. Proyecto Metropolitano (Lima).
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 351
En el total de volumen de GNV proyectado en el Plan de la NUMES el transporte
público representa casi el 7%. Una evolución del volumen proyectado y los buses
que se irán incorporando hasta el 2040 se muestra en el cuadro siguiente.
Cuadro N° 1.6.50: Volúmenes y Buses del Proyecto Me tropolitano
2,011
2,012
2,013
2,014
2,015
2,016
2,017
2,018
2,019
2,020
2,021
2,022
2,023
2,024
2,025
2,026
2,027
2,028
2,029
2,030
2,031
2,032
2,033
2,034
2,035
2,036
2,037
2,038
2,039
2,040
Partic (%)
GNV
Automóviles Transporte
Total
Transporte Nro
MMPCD
MMPCD
MMPCD
en Total
Buses GNV
41
3
43
6%
522
46
3
49
6%
522
52
3
54
5%
522
56
4
60
6%
1,110
61
6
67
9%
1,168
68
6
74
8%
1,168
72
6
79
8%
1,168
76
6
82
8%
1,168
80
7
87
8%
1,222
87
7
93
7%
1,294
90
7
97
7%
1,294
92
7
99
7%
1,294
95
7
102
7%
1,294
96
8
104
7%
1,368
98
8
105
7%
1,368
99
8
106
7%
1,368
101
8
109
7%
1,399 E
103
8
111
7%
1,431 E
107
8
115
7%
1,463 E
112
8
120
7%
1,497 E
115
9
124
7%
1,531 E
119
9
128
7%
1,565 E
122
9
131
7%
1,601 E
126
9
135
7%
1,637 E
130
9
139
7%
1,674 E
134
10
143
7%
1,712 E
138
10
148
7%
1,751 E
142
10
152
7%
1,791 E
146
10
156
7%
1,832 E
151
11
161
7%
1,873 E
Fuente: Elaboración propia. Proyecto Metropolitano (Lima).
Programas de Desarrollo de las Industrias Petroquímicas del Metano y Etano
En esta etapa de desarrollo de la industria del gas, el Plan de la NUMES prevé la
construcción de dos Polos Petroquímicos en el país, uno localizado en la región de
Ica (Pisco y Marcona) y otro en la región Sur. En dichos polos se encuentran
localizados varios proyectos, con mayor o menor grado de desarrollo, los cuales
producirán productos petroquímicos, usando como materia prima el metano y el
etano del gas natural. Es evidente que el desarrollo de esta industria, de alto valor
agregado, generará sustitución de productos actualmente importados, mejorando la
balanza comercial del país, y traerá mayor empleo y un desarrollo descentralizado,
el cual se erige como uno de los objetivos a largo plazo en el desarrollo del país.
El Estado, a partir de varias normas, viene promoviendo el desarrollo de esta
industria, para citar la Ley Nº 29163 y su reglamento aprobado por el Decreto
Supremo Nº066-2008-EM, las cuales han definido básicamente beneficios de orden
tributario y financiero para la industria. También se ha emitido una norma, la Ley Nº
29690, que promueve la industria del etano y el nodo energético en el sur del país;
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 352
en particular dicha norma establece la obligación a los productores de iniciar
negociaciones con los desarrolladores petroquímicos del Etano.
Para el desarrollo de la petroquímica, no sólo es central la disponibilidad de la
materia prima (gas y etano), sino también desarrollar la infraestructura para que el
gas y el etano lleguen a las plantas de producción en forma continua. En ese
sentido, las reservas que puedan comprometerse para los dos polos petroquímicos
y el desarrollo del transporte del gas y del etano, son aspectos que han sido
considerados en el Plan de la NUMES. En efecto, se han definido programas
quinquenales de exploración para mantener disponibilidad del gas a la industria y un
Plan Nacional de Transporte que amplía la demanda de capacidad en el Gasoducto
TGP, crea los nuevos gasoductos en la región de Ica y hacia el Sur del país, incluido
un nuevo Poliducto en el Sur por el que se transportará el Etano de Camisea.
En el siguiente cuadro se especifican algunos detalles, como ubicación, productos
petroquímicos a desarrollar, capacidad de procesamiento y producción de las
plantas, costos de inversión y fecha estimada de inicio de operación de los polos. En
particular, en el Polo de Marcona se producirá Urea, Ácido Nítrico y Sulfato de
Amonio, mientras que en Sur se sumaría la producción del Etileno y el Polietileno. El
monto total de inversión de los dos polos es de aproximadamente US$ 6,000
millones.
Cuadro N° 1.6.51: Características de los Polos Petr oquímicos
COMPLEJOS PETROQUÍMICOS
REGION ICA
Industrias desarrolladas y Localización
Bahía San Juan - Distrito Marcona, Provincia Nazca
Amoníaco
Urea
Distrito Paracas, Provincia Pisco
Acído Nítrico
Nitrato de Amonio
Capacidad de Procesamiento de las Plantas
Produccion de las Plantas
Inversión
REGION SUR
Ilo, Región Moquegua
Urea
Amonio
Metanol
Polietilenos
Amoníaco y urea: 99 MMPCD
Acido Nítrico y Nitrato de Amonio: 72 MMPCD
212 MMPCD
Amoníaco: 800 Ton/día
Urea: 1,000 Ton/día
Acido Nítrico: 925 Ton/día
Nitrato de Amonio: 350 Ton/día
Urea: 1,050 Ton/día
Amonio: 822 Ton/día
Metanol: 1,640 Ton/día
Polietilenos: 670 Ton/día
Amoníaco y Urea: US$ 2,000 millones
Urea y Amonio: US$ 1,176 millones
Acido Nítrico y Nitrato de Amonio: US$ 650 millones Metanol: US$ 473 millones
Total: US$ 2,650 millones
Polietilenos: US$ 1,700 millones
Total: US$ 3,349 millones
Inicio operación estimado
2014/2015
2016/2017
Infraestructura requerida
Ampliación Gasoducto TGP
Construcción Gasoducto Sur y Poliducto LGN
Fuente: Elaboración propia en base a OSINERGMIN e información de mercado.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 353
Industria Petroquímica del Gas Natural.
El Gas Natural es una fuente de energía y es también una materia prima para la industria petroquímica. Su principal componente es
el metano y, en menor proporción, los gases de etano, propano y butano. Los procesos petroquímicos tienen un alto valor
agregado; su efecto multiplicador permite no sólo una mejora en la balanza comercial como consecuencia de la sustitución de
productos importados y la generación de divisas de la exportación de manufacturados y resinas; sino que además promueve la
instalación de inversiones de largo plazo. Localizada estratégicamente la petroquímica genera empleo y desarrollo descentralizado.
Desde un punto de vista fiscal, la petroquímica y las industrias derivadas permiten una mayor recaudación. Si bien el precio al cual el
gas es valorizado como materia prima puede ser, en ciertos periodos, inferior que valorizado como energía, al final del ciclo,
cumplidas las fases intermedias y final de la industria las ventajas económicas que la industria genera superan la diferencia de
recaudación fiscal upstream.
El desarrollo petroquímico en el Perú aun está por comenzar. Para ello el Gobierno promulgó la Ley de Promoción para el Desarrollo
de la Industria Petroquímica, Ley N° 29163 y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo Nº 066-2008-EM, que confiere
una serie de beneficios tributarios y contables a las industrias que se desarrollen a su amparo.
Los primeros ofrecimientos de empresas para empezar la petroquímica se relacionan con los derivados del metano y consisten en
plantas para la producción de fertilizantes y explosivos nitrogenados. Este es el caso de las siguientes empresas:
Nitratos del Perú.- Proyecto para la producción de 800 mil TM de amoniaco y 350 mil TM de nitrato de amonio en dos
plantas que consumirán 72 millones de pies cúbicos de gas y que serían instaladas en Pisco con una inversión de US$ 650
millones. En enero de 2011 se aprobó el EIA.
CF Industries.- Proyecto de un complejo en Marcona para producir 1.0 millón de TM de Urea para lo cual requiere 99
MMPCD. Inversión será del orden de los US$ 2,000 millones. Tiene un contrato de suministro de gas por 100 MMPCD, sin
embargo, pareciera que CFI no continuará con el proyecto pues no se presentó en la última licitación para adquirir
capacidad de transporte.
Orica Mining.- Esta empresa viene analizando la posibilidad de instalar una planta de nitrato de amonio, integrada al
complejo de amoniaco – Urea de la empresa CF Industries. Esta empresa tiene un EIA aprobado para una planta que se
instalará en Marcona, pero está analizando la posibilidad de instalarse en otra zona.
En adición, el Estado está creando las condiciones que permitan la utilización del Etano, presente en el Gas Natural producido en los
campos de la cuenca de Camisea en una proporción vecina al 10%. Es así que se ha aprobado la Ley Nº 29690, que promueve el
desarrollo de la industria petroquímica basada en el etano y el nodo energético en el Sur del Perú. Esta Ley complementa la Ley Nº
29163 y busca crear las condiciones para generar las condiciones para inversiones en proyectos competitivos que permitan la
compra y transformación del Etano en plantas para la producción de etileno y posteriormente de polietilenos de distintos tipos.
Específicamente esta Ley comprende, entre otras regulaciones, el régimen legal para la comercialización del etano, disponiendo la
obligación de los productores de entrar en negociación con los consumidores de etano para asegurarles en condiciones competitivas
la materia prima para plantas productoras de etileno competitivas a nivel internacional.
Braskem con PETROPERÚ han firmado un acuerdo con el fin de realizar estudios de viabilidad técnica y económica para la instalación
de una planta petroquímica integrada de craqueo de etano, que permitirá producir polietilenos. La inversión aproximada es de US$
3000 Millones.
Para avanzar seriamente esta industria es decisiva la intervención del Estado. En particular, aun se necesita resolver temas como:
Reglamento de la Ley Nº 29690.- Los puntos más importantes que debe contener el reglamento de la Ley son:
i)
Definiciones que permitan entender los alcances más importantes como la Petroquímica Básica, Intermedia y Final,
ii) Prioridad en el abastecimiento del etano por parte del productor,
iii) Procedimiento para regular el inicio de negociaciones para el suministro y el transporte, y condiciones esenciales de los
acuerdos respectivos,
iv) La participación del Estado en la etapa de negociación,
v) Alcances del concepto de “costos para la obtención del Etano” - Costos Eficientes y Competitivos,
vi) Criterios técnicos para determinar el precio del etano en caso las negociaciones entre productores y consumidores no
tengan éxito y sea necesaria la intervención de OSINERGMIN, como dirimente a nombre del Estado
vii) Mecanismo de compensación en caso el precio del etano no le resulte rentable al productor;
viii) Precio de referencia del suministro del etano;
ix) Tarifa de transporte del etano,
x) Facilidades adicionales y autoridad que se encargue de la coordinación.
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Pág. 354
Única Autoridad Encargada de Coordinar las Facilidades Esenciales.- En la implementación y desarrollo de la industria petroquímica,
existe una gran variedad de sectores involucrados (transportes, aguas, medio ambiente, energía, etc.). Al interior del Estado, una
entidad debe tomar el liderazgo de un proyecto de esta envergadura, y asumir el rol coordinador, promotor e impulsor de la política
de Estado vinculada al mismo, como una prioridad principalísima durante los años que ocupe su desarrollo. La entidad del Gobierno
que se designe como responsable de la implementación y desarrollo de un polo petroquímico, debe tener todas las facultades
necesarias para instruir a los funcionarios del Gobierno Nacional, y para coordinar y concertar con los niveles de gobierno local y
regional, en todos los aspectos relacionados al proyectos. Asimismo, dicha entidad debe ser la encargada de llevar a cabo el proceso
de promoción de la inversión privada con miras al desarrollo de la infraestructura vinculada al proyecto petroquímico.
Infraestructura y Logística Necesaria para el Desarrollo de Complejos Petroquímicos.- Siendo muy importante la infraestructura y
logística en el desarrollo de los Complejos Petroquímicos, para su implementación podemos mencionar alternativas:
i)
a través de inversionistas privados seleccionados por medio de una licitación, quienes se encargarían de realizar los
estudios preliminares correspondientes para determinar la infraestructura y servicios que requerirá el Polo
Petroquímico.
ii)
a cargo de los propios inversionistas del proyecto petroquímico; las empresas deseosas de invertir deberán analizar cada
situación para determinar cuál es la infraestructura que requieren para la operación de sus instalaciones dentro del
Complejo. Dependiendo de dicho análisis cada empresa asumirá el costo de la implementación de la infraestructura
que se requiere para llevar adelante el proyecto en su conjunto y seleccionaran la entidad encargada de la
construcción de la infraestructura y su operación.
Precio del Etano Competitivo que Permita hacer Viable Proyectos Petroquímicos.- Para hacer viable el desarrollo de la petroquímica
del etano en el país, el precio del mismo debe ser atractivo para el desarrollo de una industria competitiva de talla internacional. El
precio del etano debe considerar el costo real en que incurrirá el productor para efectuar la separación del etano del gas natural en
la selva y el fraccionamiento de los líquidos de gas natural para obtener el etano en la costa, a su vez éstos deben ser los más
competitivos para desarrollar petroquímica en el país. El precio del gas natural destinado como materia prima para la extracción de
etano para un proyecto petroquímico no debe exceder el precio que se obtiene por la exportación del gas en términos de energía. Si
este precio aun no hace rentable al productor la obtención del etano del gas natural y su entrega al productor petroquímico, se
plantea la posibilidad que el Estado reduzca las regalías del gas natural que se utilizará en el proyecto petroquímico, a fin de
compensar al productor el menor costo obtenido por la venta de etano.
Difusión en la Población de los Beneficios de la Petroquímica del Etano.- existen identificados un gran número de beneficios que han
generado directa e indirectamente a la economía del país y las poblaciones instaladas en las zonas cercanas al polo petroquímico,
como la generación de demanda de bienes y servicios sobre proveedores locales, generación de empleo directo e indirectamente,
aporte directo a la economía local y regional en la cual se encuentran ubicados con los complejos, materializados en sueldos,
impuestos, tasas municipales, etc., mejora en la balanza comercial por la exportación de los productos petroquímicos, etc. Por ello
es importante que se desarrollen programas de comunicación a las autoridades comunales, locales y regionales, a su población
sobre los beneficios que generará esta nueva industria en el país, y de ser posible asumir compromisos sociales y económicos sobre
obras o actividades que requiera la zona.
Alianzas Estratégicas para Desarrollar Industria Petroquímica y Aprovechamiento de la Tecnología y Competitividad de Inversionistas
que Desarrollan Industria Petroquímica en otros Países.- La industria petroquímica para su desarrollo no sólo requiere de una gran
inversión económica sino de mucha experiencia y de innovación tecnológica, experiencia con la que cuentan los países en los cuales
operan hace varios años los Complejos Petroquímicos. Esta experiencia adquirida por diversas empresas en otros países puede ser
perfectamente aprovechada en el desarrollo de la petroquímica en el país, la cual se lograría a través de: i) la suscripción de
convenios o acuerdo internacionales entre nuestro país y los países que vienen desarrollando petroquímica y cuenten con
experiencia, ii) la suscripción de acuerdos entre PETROPERÚ y las empresas extranjeras que cuentan con experiencia en la industria
petroquímica, y iii) el acuerdo entre empresas privadas peruanas y extranjeras para emprender conjuntamente proyectos de
inversión en petroquímica.
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Pág. 355
Resumen de los Costos del Plan
A modo de conclusión, en el siguiente cuadro se resumen los costos de inversión y
operación y mantenimiento que requerirá el Plan Gas, abierto para cada una de las
actividades de la cadena de la industria del gas, y para otras industrias que se
desarrollan a partir del gas, como son el GNV y la petroquímica. Se prevé que el
Plan Gas requerirá en todos los eslabones de la cadena de la industria del gas
(Exploración, Producción, Transporte, Distribución), para el período prospectivo
2011-2012, un total de costos de inversión y de operación y de mantenimiento de
US$ 9,508.3 millones, expresado en valor presente al 2010. En el caso del GNV, se
prevé que las conversiones de los vehículos y el proyecto Metropolitano de Buses a
GNV, sumen un costo de inversión de US$ 713.5 millones. Por último, en el
desarrollo de los polos petroquímicos en Ica y Sur se prevé que se insumirá un total
de US$ 6,000 millones. Todas las inversiones hasta aquí citadas del Plan NUMES
totalizan más de US$ 16,000 millones.
Cuadro N° 1.6.52: CAPEX+OPEX del Plan Gas
Actividad
Millones de US$
2011-2040
Partic (%)
1. Industria del Gas
Exploración
2,945.6
31%
Producción
2,856.0
30%
Transporte
3,124.4
33%
582.2
6%
9,508.3
100%
Distribución
Subtotal Industria del gas
2. Otras industrias
GNV
Petroquímica
Total (1+2)
713.5
6,000.0
16,221.7
Fuente: Elaboración propia.
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Pág. 356
Para remarcar: el monto de las inversiones en el total de costos representan el 85%.
Y en valores corrientes las inversiones del Plan Gas totalizan US$ 27,783.9
millones.
Contribuciones al Estado – Regalías
La contribución a los ingresos del Estado del gas natural es de US$ 2,840.89
millones para el período 2010-2040, en valor presente.
Gráfico N° 1.6.43: Evolución de las Regalías del Ga s (Millones de US$)
700.0
Millones de U$S
600.0
500.0
400.0
300.0
200.0
100.0
0.0
Fuente: Modelo Regalías Gas.
Las proyecciones de las regalías se estiman para las producciones de gas en
Camisea, Aguaytía y Noroeste. Para el cómputo se consideran los siguientes
supuestos:
En el caso de Camisea, la producción proyectada surge del modelo de oferta de gas
para las lotes 88 y 56, y del resto de lotes de exploración que se estima entran en
producción durante el período proyectado. En el caso de los Lotes 88 y 56, el
porcentaje de regalías sobre la valorización del gas producido es fijo e igual a
37.24% del denominado valor realizado para la demanda medido en el punto de
ingreso del sistema de transporte de Camisea. El lote 56 aporta regalías de
producción de gas al mercado interno hasta el año 2010, y a partir de mediados de
2010 comienza a pagar regalías en función a la producción destinada al mercado
externo. Este lote tiene la particularidad de que se aplica el valor mínimo para el
pago de regalías, también vigente en todos los lotes. Para el caso se aplica un
precio mínimo promedio de 0.6 US$/MMBTU en todo el período del contrato, en
virtud de que con la estimación del precio del Henry Hub se llega a valores por
debajo del valor mínimo. Por otra parte, los restantes lotes que entran en producción
posteriormente pagan un porcentual de regalía sobre el valor de realización menor
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 357
al aplicado en los lotes 88 y 56. El porcentual de regalía varía entre 5% y 20%
según la escala de producción volcada al mercado. La metodología para el cómputo
de la regalía está contenida en el punto 8.3.1 de las concesiones de exploración de
los lotes.
Tanto para Aguaytía como el Noroeste, la estimación proyectada parte de los pagos
efectuados en 2010, ajustándolo de acuerdo a los volúmenes proyectados en
ambas áreas y a la evolución que tenga el precio del gas de Camisea en función al
futuro medio de precio del crudo.
Balanza Comercial del Gas
El aporte de la exportación del proyecto en operación a la balanza energética en el
período 2012-2040 se proyecta en el rango de US$ 700-800 millones.
Cuadro N° 1.6.53: Evolución de la Balanza Comercial del Gas
Precio FOB - US$
constantes/MMBTU
Base
Alto
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
7.0
2.9
3.0
3.2
3.3
3.3
3.2
3.2
3.2
3.1
3.2
3.2
3.3
3.4
3.4
3.4
3.3
3.3
Bajo
7.0
2.9
3.1
3.3
3.5
3.5
3.5
3.6
3.6
3.7
3.7
3.7
3.8
3.8
3.9
3.8
3.8
3.8
7.0
2.9
3.0
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.0
3.0
3.0
Balanza Comercial Gas –Millones de US$
constantes
Base
Alto
Bajo
268.5
268.5
268.5
1,458.7
1,458.7
1,458.7
680.1
687.8
697.4
717.6
737.6
701.8
747.3
778.5
722.9
777.8
820.9
744.2
769.2
827.7
741.4
761.2
835.2
739.1
753.6
843.2
737.2
747.3
852.8
736.6
741.9
863.4
736.8
754.4
872.8
735.8
767.1
882.2
734.7
779.9
891.8
733.5
793.0
901.3
732.3
806.1
911.0
731.0
798.1
903.0
721.0
790.1
894.9
711.0
782.0
886.9
701.1
Fuente: Módulo Balanza Comercial Gas.
Las proyecciones de la balanza comercial consignan los volúmenes exportados en
el período 2010-2028 de LNG de la planta de licuefacción de Melchorita. Para el
cómputo se consideran los siguientes supuestos:
•
El volumen contractual de exportación de 620 MMPCD por año;
•
El precio FOB del gas exportado. Al respecto, valen hacer las siguientes
aclaraciones. En el año 2011, se considera un precio FOB de 7 US$/MMBTU,
dado que aún no estaría operativa la planta de regasificación en México que es
el destino del volumen contractual del gas. Este precio es un promedio del
aplicado a las exportaciones ya contabilizadas al mes de mayo de 2011 y una
proyección hacia finales del año manteniendo ese precio. Para el período 2012-
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 358
2028 se considera que las exportaciones se realizan al precio FOB que surge de
aplicar la fórmula contractual del precio de exportación referenciada al valor
proyectado del Henry Hub menos la regasificación en el mercado de destino y el
flete marítimo correspondiente.
1.6.3.
Plan de Eficiencia Energética
En el presente capítulo se responde a los siguientes puntos requeridos en los
Términos de Referencia de la consultoría:
3.1.1.h) Los resultados de la aplicación de las medidas y proyectos vigentes de
Eficiencia Energética en el ámbito nacional. En particular considerar el impacto de
las medidas de eficiencia energética en la modificación de la relación entre la
energía útil y la energía entregada al consumo y en la modificación de la vinculación
con las variables socio-económicas.
3.1.1.i) Identificación de los proyectos de uso eficiente
que cuenten con
financiamiento y/o aportes en especie por parte de los organismos no
gubernamentales sin fines de lucro nacionales y extranjeros y las entidades del
sector público nacional.
3.1.5 g) Fortalezas y Debilidades – Amenazas y Oportunidades (FODA) del
abastecimiento de energía generada por Eficiencia Energética.
3.1.11 Plan de Eficiencia Energética (Basado en las proyecciones de demanda de
energía de la NUMES). Se analizan los escenarios con y sin implementación de las
medidas de Eficiencia Energética en el horizonte 2012-2040. Las proyecciones de
demanda consideraron: a) el sector Residencial; b) el sector Público; c) el sector
Productivo y Servicios; d) el sector Transporte.
Los principales indicadores de estas proyecciones fueron:
a)
b)
c)
d)
e)
Reducción de la demanda (MW.)
Ahorros de Energía (GWh/año y TJ/año).
Reducción de emisiones (toneladas de CO2equiv / año).
Ingresos por comercialización de bonos de carbono.
Inversiones netas requeridas (Millones de US$).
1.6.3.1.
Diagnóstico Subsectorial – Eficiencia Energética. Antecedentes,
Factores Clave y Desafíos
1.6.3.1.1. Antecedentes y Normativa Aplicable a Eficiencia Energética a Partir
del Año 1985
En 1985 se creó CENERGÍA (Centro de Conservación de la Energía y del
Ambiente), organización civil sin fines de lucro, la que desde ese momento trabaja
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en la temática de la eficiencia energética, incorporando posteriormente los temas
ambientales a su incumbencia; CENERGÍA, ante los subsidios implementados hasta
1990 tuvo muchas dificultades para su desarrollo.
En 1994 se lanzó el Proyecto para Ahorro de Energía (PAE) como una dependencia
del MEM, con la finalidad de hacer frente al déficit de 100 MW por falta de una
reserva adecuada de oferta en el entonces Sistema Interconectado Centro Norte
(SICN). En 1998 nuevamente el PAE desarrolló un programa de ahorro de energía
de emergencia, para hacer frente al déficit de oferta que se podía generar en el
entonces Sistema Interconectado Sur (SIS) por la salida de la central de Machu
Picchu de 100 MW.
Las campañas del PAE estuvieron basadas en la concientización y orientación del
consumidor a través de actividades publicitarias, educativas, informativas y
demostrativas así como en la introducción de nuevas tecnologías eficientes. Fueron
exitosas no sólo por la intensidad y la continuidad con que se realizaron en su
momento, en un contexto favorable (en 1994, el precio de los energéticos había
llegado a su valor real y la reducción drástica de la inflación y devaluación permitía a
los usuarios ver los resultados de sus esfuerzos).
En el año 2000 se había logrado institucionalizar a la eficiencia energética mediante
la promulgación de la Ley N° 27345, Promoción del Uso Eficiente de la Energía.
Esta Ley, en su primer artículo señalaba que era de interés nacional la promoción
del Uso Eficiente de la Energía (UEE) e indicaba que ésta debía realizarse para
alcanzar cuatro objetivos: asegurar el suministro de energía, proteger al consumidor,
fomentar la competitividad de la economía nacional y reducir el impacto ambiental
negativo del uso y consumo de los energéticos.
A partir de 2007, mediante la reglamentación de la Ley Nº 27345, por medio del
Decreto Supremo DS.Nº 053-2007-EM, las actividades de Eficiencia Energética han
quedado finalmente institucionalizadas.
En 2008 se preparó el Plan Referencial del Uso Eficiente de la Energía 2009-2018,
el cual, fue lanzado oficialmente en el mes de septiembre de 2009.
En mayo de 2010 el MEM, luego de una reorganización, crea la Dirección General
de Eficiencia Energética.
1.6.3.1.2. El Plan Referencial – Puesta en Vigor
A través de la Resolución Ministerial Nº 560-2007-MEM / DM (13-12-2007), se
constituyó la comisión encargada de dar cumplimiento a las Disposiciones
Transitorias del Reglamento de la Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía,
habiendo sido una de sus actividades principales la elaboración del Plan Referencial
del Uso Eficiente de la Energía 2009-2018.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 360
El Plan fue aprobado oficialmente el 26 de octubre de 2009 mediante una Resolución
Ministerial del Ministerio de Energía y Minas (MEM). Los “Considerandos” de la
Resolución reflejan que la implementación del Plan permitiría cumplir con la Ley de
Promoción de Uso Eficiente de Energía (Ley N° 27345 del año 2000, reglamentada en
el año 2007).
El Plan menciona en su Resumen Ejecutivo, Antecedentes, una serie de acciones,
proyectos y/o programas que dieron el marco, el contexto, al análisis de la evolución
de las acciones de uso racional y eficiente de la energía en el Perú.
1.6.3.1.3. Consideraciones para su Elaboración
En cuanto a las consideraciones que se tuvieron en cuenta para la elaboración del
Plan Referencial, se menciona que el mismo se ha desarrollado para los cuatro
sectores que señalaba el reglamento de la Ley N° 27345: residencial, productivo y
de servicios, público y transportes.
El Plan ha establecido un objetivo y una serie de resultados a alcanzar. El objetivo
de máxima es lograr una reducción del 15% en el total del consumo energético
hacia el último año del Plan, en relación a la demanda proyectada para ese año.
El Plan indica los resultados buscados en el gráfico y los cuadros que se presentan
en el Anexo A.1.8 Resultados a alcanzar según el Plan Referencial de Eficiencia
Energética, se mencionan a continuación:
-
-
El Gráfico A.1.8.1 detalla la evolución de la demanda de energía con y sin
programas de eficiencia energética en todos los sectores entre 2009 y 2018.
El Cuadro A.1.8.1 contiene el resumen de la reducción de la demanda de
energía con programas de eficiencia energética, para todos los sectores;
indica además la reducción esperada de emisiones, la valorización de los
ahorros de energía, la cuantificación de la comercialización de bonos de
carbono derivados de la reducción esperada de emisiones y las inversiones
requeridas para lograr los ahorros, año por año.
El Cuadro A.1.8.2 presenta el ahorro anual de energéticos64 en el año 2018.
El Cuadro A.1.8.3 presenta el resumen de reducción de la demanda eléctrica
por sectores (en MW).
Todo esto se espera lograr si se implementan los diferentes proyectos que
componen el Plan. Con posterioridad, se analizaron cada uno de los proyectos y su
grado de avance al presente.
El Plan contiene un análisis FODA de Eficiencia Energética (Fortalezas,
Oportunidades, Debilidades y Amenazas) que se presenta en el Anexo A.1.9.
El análisis FODA anterior a la vigencia del Plan Referencial concluía que existían
numerosas oportunidades de mejora en la eficiencia con que se utiliza la energía en
64
Biomasa, combustibles fósiles y electricidad.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 361
el Perú que no eran aprovechadas y que debían superarse aún muchas barreras
para lograrlo.
1.6.3.1.4. Conclusiones
Para un análisis de la situación actual del tema eficiencia energética en el Perú, lo
más adecuado es referirse al Plan Referencial para el Uso Eficiente de la Energía,
elaborado a partir del año 2008 y puesto en marcha oficialmente en septiembre de
2009. En sus antecedentes se citan otros planes o programas y actividades
anteriores, todos los cuales han dado, de una u otra manera, pie para la confección
del Plan Referencial.
Este Plan es, en términos relativos –comparación con otros programas o planes
nacionales de la Región65- un Plan muy bien diseñado desde el punto de vista
conceptual.
Abarca en detalle todos los sectores de consumo energético más significativo y
presentaba para cada uno de ellos iniciativas adecuadas. Su análisis y evaluación
(en términos teóricos) no presenta objeciones de importancia, aunque podría
concederse en el análisis que le faltaba poner algo más de énfasis en dos sectores
productivos altamente consumidores: la minería y la industria.
Esta última observación se debe al hecho de que si bien para estos dos sectores de
alto consumo energético se han diseñado programas para optimizarlos, tales como
el de sustitución de 30,000 motores eléctricos de baja eficiencia por los de alta
eficiencia y el reemplazo de calderas antiguas por eficientes, no hay un programa de
mejora en la gestión energética global para ambos sectores.
Esta carencia, que no invalida las bondades del Plan, puede ser solucionable de
manera relativamente sencilla, preparando un Programa sostenible de gestión
energética, lo cual, dicho sea de paso, va perfectamente en fase con lo que viene a
nivel internacional (puesta en marcha de la ISO 50001 de Gestión de la Energía).
Como todo Plan, el Plan Referencial para el Uso Eficiente de Energía 2009-2018
corría el riesgo de tener una concepción muy satisfactoria pero finalmente no
cumplir con las expectativas a la hora de su implementación.
Este es –según el conjunto de información acerca de su evolución recolectada hasta
este momento- el caso del Plan Referencial de Eficiencia Energética 2009-2018. Las
muy buenas intenciones e iniciativas, desde el punto de vista del enfoque al tema de la
promoción y desarrollo de la Eficiencia Energética en el país, no han tenido un
correlato concreto y aceptable en la realidad, al menos hasta el momento del presente
análisis (diciembre de 2011).
65
Entendida como el conjunto de los países de Latinoamérica y el Caribe
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 362
Las razones pueden ser variadas (y hasta estar perfectamente justificadas) pero la
realidad indica que el grado de avance, comparando lo hecho con lo programado en el
Plan, ha sido muy bajo.
Razones que han incidido para tener una baja concreción de los proyectos
incluidos en el Plan Referencial en particular y en la promoción de la eficiencia
energética en general en el Perú
Una vez resuelta la cuestión legal de la eficiencia energética (Ley Nº 27345 del año
2000) y su respectiva reglamentación (DS-053-2007-EM), la que dio origen a la
Resolución Ministerial 560-2007 que formó la comisión encargada de redactar el Plan
Referencial para el Uso Eficiente de Energía, las herramientas regulatorias estaban
listas.
La reglamentación citada dio origen al Plan Referencial del Uso Eficiente de Energía
de 2008 (lanzado oficialmente en septiembre de 2009), documento que constituye la
línea de base del presente diagnóstico.
De la información recogida de parte de los responsables del MEM acerca de la
evolución del Plan, se deduce que el mismo no ha cumplido –hasta el momento- las
expectativas asociadas a su gestación.
Sólo se ha avanzado en la preparación de algunos proyectos (con la cooperación
internacional), en un proyecto de sustitución de focos incandescentes por ahorradores
(importante como demostración de tecnologías eficientes pero de escaso impacto en
relación al total del consumo eléctrico residencial, comercial y público) y en actividades
de diseminación, capacitación y difusión con el sector educativo (muy importantes,
pero de resultados difusos en el corto plazo).
Estas serían las principales razones del escaso avance del Plan Referencial (en orden
de importancia relativa, en opinión del consultor):
•
Falta de decisión política para llevar adelante las acciones y decisiones
orientadas a la puesta en marcha del Plan. Esta decisión política debía ser
tomada para asignar los recursos económico-financieros y humanos necesarios
para el exitoso cumplimiento de los objetivos y metas señalados en el Plan.
Esta ausencia de una decisión firme de impulsar el Plan dificultó fijar la mejor
estrategia institucional asociada a la puesta en marcha. Y la falta de estrategia condujo
a la ausencia de decisiones sobre ítems claves para el desarrollo del Plan, a saber:
a)
Diseñar una adecuada articulación inter-institucional, habida cuenta de que una
de las principales características del tema eficiencia energética es la intensa
relación inter-disciplinaria e inter-institucional, sea entre el sector público consigo
mismo o entre éste y el sector privado, el que incluye empresas industriales,
comerciales y de servicios, ONGs, instituciones gremiales, universidades, técnicos
y consultores, etc.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 363
b)
•
Asignar adecuadamente los recursos humanos (técnicos con experiencia en el
tema) y los recursos económico-financieros (partidas presupuestarias para un
funcionamiento fluido de la implementación del Plan).
La creación de la Dirección General de Eficiencia Energética (DGEE) en mayo
de 2010 fue un paso institucional adecuado para señalar la importancia que el
gobierno del Perú asigna al tema del uso racional y eficiente de los recursos
energéticos; no obstante, se considera que su dotación profesional es
insuficiente (en cantidad) para abarcar los numerosos proyectos e iniciativas
que el cumplimiento del Plan requeriría.
Por otra parte, a la DGEE se le han asignado funciones vinculadas a la promoción de
las energías de fuentes renovables y tareas de planificación energética, lo que hace
aún más complicado la tarea en cuanto a disponibilidad de recurso humano en
cantidad suficiente para cumplir los objetivos del Plan Referencial.
•
La cooperación internacional en el tema eficiencia energética debería estar
mejor articulada en el contexto del Plan Referencial vigente o de los futuros
planes que lo sustituyan. Cabe destacar que en el Plan Referencial sólo se cita
a la cooperación internacional en el análisis FODA (como socios estratégicos
del Plan).
•
Las acciones realizadas en el marco del Plan no tienen un protocolo de control
y monitoreo que permita hacer un seguimiento de sus resultados. Esta ausencia
se considera crítica dado que no permite evaluar los impactos concretos del
Plan en lo que hace a ahorro energético, a la reducción de emisiones y al
seguimiento de las inversiones necesarias para llevar a cabo los proyectos. Una
excepción a esta “regla” sería la sustitución de lámparas incandescentes
llevada a cabo con la cooperación de las empresas distribuidoras, aunque –si
bien es un paso adecuado en la dirección correcta- ha sido un esfuerzo de bajo
impacto en la reducción de la demanda.
•
En línea con lo anterior, no se han definido “indicadores de éxito” del Plan, cuya
evolución permitiría saber el grado de avance de éste, sus resultados parciales
y su tendencia, de manera de tomar las decisiones que fueran pertinentes para
asegurar su adecuado desarrollo.
En función del grado de avance del desarrollo del Plan Referencial hasta el momento,
no se ha hecho un ejercicio de establecimiento de las prioridades en las acciones a
desarrollar en el corto plazo, asignando en consecuencia los recursos humanos y
económicos (sería como establecer un sub-Plan, con una visión realista de lo que
efectivamente se puede hacer en los próximos dos años).
Esta carencia de asignación de prioridades será superada en la preparación del
nuevo Plan de Eficiencia Energética 2012-2040, el cual subsumirá al Plan
Referencial 2009-2018.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 364
1.6.3.2.
Resumen de Factores Clave y Desafíos de Eficiencia Energética
Cuadro N° 1.6.54: Desafíos Eficiencia Energética (E E)
Factores Clave
Desafío
•
Decisión política de las
autoridades
sectoriales
para llevar adelante el Plan
•
de Eficiencia Energética.
Considerar a la EE como
una política de Estado para
•
asegurar su continuidad
ante los futuros cambios de
•
gobiernos.
•
Asignación de recursos
humanos capacitados para
cubrir las exigencias de
desarrollo del Plan de EE
•
Asignación de recursos
económico-financieros
adecuados
para
el
desarrollo del Plan de EE
Articulación con los actores
del sector de la oferta de
energía,
sean
éstos
públicos o privados.
•
Desarrollo de actividades
•
de capacitación, formación
y
“training”
en
los
diferentes sectores de
consumo
•
Desarrollo de programas /
campañas de información
•
Articulación de la EE con la
mitigación
del
cambio
climático
Las nuevas autoridades nacionales y sectoriales deben
adoptar la decisión de perfeccionar el Plan de EE existente y
hacer cumplir sus lineamientos.
Se deben asignar los recursos humanos y económicofinancieros para el desenvolvimiento adecuado del Plan de
EE.
Se debe articular adecuadamente la tarea inter-institucional
en el sector público y entre éste y el sector privado.
Se deben desarrollar herramientas creativas de apoyo
financiero al desarrollo de los proyectos del Plan de EE.
Se deberá buscar el recurso humano necesario mediante
concursos que atraigan a profesionales y técnicos con interés
y experiencia en el tema, proveyendo los recursos
económicos adecuados para garantizar su continuidad (la
preparación de expertos en EE lleva mucho tiempo y
esfuerzo).
Se deberá articular esta necesidad con el apoyo de entidades
financieras (ej. COFIDE) y se deberá interesar a la banca
privada para facilitar fondos para implementar las acciones
que propendan a la EE (ej. Financiamiento de equipos e
instalaciones más eficientes en términos de su consumo de
energía).
Se deberá involucrar fuertemente a los actores del “lado de la
oferta” (G, T, D y C de energía eléctrica y combustibles) para
la creación de planes de eficiencia en el uso propio de
energía y en la reducción de pérdidas en el proceso de puesta
en el mercado de sus productos.
Se deberá continuar (y en lo posible ampliar) las actividades
existentes orientadas a la capacitación y formación de
consumidores de energía en todos los sectores socioeconómicos del país.
Se deberán diseñar campañas de información sobre lo que se
puede hacer (en todos y cada uno de los sectores de
consumo) para usar eficientemente la energía y para
transmitir los resultados de las experiencias exitosas que
puedan ser replicables al interior de cada sector de consumo.
Se deberán facilitar los mecanismos por los cuales los
proyectos, programas, planes, etc. de EE puedan aplicar a los
beneficios de la comercialización de bonos de carbono por
emisiones evitadas de gases de efecto invernadero (GHG),
tanto a los actuales derivados del Protocolo de Kyoto como a
los futuros que sucedan a éste a partir de 2012.
Fuente: Elaboración propia.
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Pág. 365
1.6.3.3.
Planes/Programas de la NUMES OBJETIVO para Abordar Factores
Clave de la Eficiencia Energética
Cuadro N° 1.6.55: Planes/Programas y Acciones
Factores
Clave
Objetivos
Decisión
política de
las
autoridades
sectoriales
para llevar
adelante el
Plan de
Eficiencia
Elaboración de un
Energética.
Considerar a nuevo Balance de
Energía Útil.
la EE como
una política
de Estado
para
asegurar su
continuidad
ante los
futuros
cambios de
gobiernos.
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Acción
Resulta imprescindible actualizar el
último Balance de Energía Útil
disponible (1998), tomando en
cuenta los importantes cambios
habidos en el modo de consumo
de energía en todos los sectores,
considerando además la fuerte
penetración
de
equipamiento
electrónico en la vida diaria de la
sociedad.
El
nuevo
BEU
será
una
herramienta clave para una
adecuada política de asignación de
prioridades sectoriales (esto es, en
qué sectores trabajar con mayor
profundidad para lograr un uso
más racional y eficiente de la
energía).
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Factores
Clave
Objetivos
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Acción
Articulación
con los
actores del
sector de la
oferta de
energía,
sean éstos
públicos o
privados.
Mejora del uso de la
energía eléctrica y
térmica en el Sector
Residencial.
Plan de Eficiencia
Energética –
Programas para el
Sector Residencial:
Desarrollo de
actividades
de
capacitación,
formación y
“training” en
los diferentes
sectores de
Mejora del uso de la
consumo
energía eléctrica y
Desarrollo de térmica en el Sector
programas / Transporte.
campañas de
información
Articulación
de la EE con
la mitigación
del cambio
climático
Plan de Eficiencia
Energética para el
Sector Transporte:
alcance sectorial:
Transporte
interurbano de
cargas (camiones).
Transporte
interurbano de
pasajeros (buses).
Transporte urbano
de pasajeros
(buses).
Transporte urbano
de mercaderías
(flotas de
distribución).
e) Transporte
privado por
automóvil.
Proyectos de mayor impacto en la
eficiencia energética del Sector
Residencial:
Modernización de la iluminación
del sector
Mejora de los hábitos de consumo
de energía de la población
Sustitución de calentadores de
agua eléctricos por sistemas de
calentadores de agua solares
Sustitución
de
cocinas
tradicionales por mejoradas
Otros proyectos de eficiencia
energética
en
el
Sector
Residencial:
Refrigeradores eficientes
Disminución del consumo en
“Stand by”
Formación de una cultura de uso
eficiente de la energía
Incorporación
de
tecnología
eficiente al sector residencial
Implementación
de
medidas
normativas y reglamentarias
Estudios y medición de los
resultados
Proyectos de mayor impacto en la
eficiencia energética del Sector
Transporte:
Formación de choferes en la
Conducción Racional
Fortalecimiento de las capacidades
de mantenimiento de los vehículos
Gerenciamiento de tráfico y
congestiones
Normalización y reglamentación.
Establecimiento de una Comisión
MEM-MINAM-MTCMunicipalidadesMEF
para
coordinar las acciones a realizarse
para el cumplimiento del plan
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Factores
Clave
Objetivos
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Acción
Sector Productivo
Mejora del uso de la
energía eléctrica y
térmica en el Sector
Productivo y de
Servicios.
Sector Servicios
Sustitución
de
motores
convencionales por eficientes
Optimización y modernización
calderas
Iluminación
Cogeneración
Implementación de Sello Verde en
hotelería
Evaluación de potencial de ahorro
de energía y de instalación de
cogeneración
en
hospitales
públicos
Evaluación del potencial de ahorro
energético en sistemas de bombeo
de agua potable
Desarrollo
de
diagnósticos
energéticos en las principales
ramas de consumo
Desarrollo
de
diagnósticos
energéticos en las principales
plantas mineras
Mejora del uso de la
energía eléctrica y
térmica en el Sector Sector Agropecuario
Productivo y de
Servicios.
Determinación del potencial de
ahorro energético en el riego
agrícola
Determinación del potencial de
ahorro de energía en el secado de
granos y hortalizas
Mejora del uso de la
energía eléctrica y
térmica en el Sector Sector Pesquero
Productivo y de
Servicios
Gestión del combustible en flotas
de pesca
Programa
de
recambio
de
luminarias estándar por las de alta
eficiencia
Programas
de
gestión
del
alumbrado público
Mejora del uso de la Sector Industria
energía eléctrica y
térmica en el Sector
Productivo y de
Sector Minería
Servicios.
Mejora del uso de la
energía eléctrica y
Alumbrado Público
térmica en el Sector
Público
Edificios Públicos
Mejora del uso de la
gubernamentales,
energía eléctrica y
escuelas,
térmica en el Sector
organismos de
Público
seguridad
Programa
de
recambio
lámparas convencionales por
de bajo consumo
Optimización de sistemas
acondicionamiento de aire
corresponde)
Programas de capacitación
personal de mantenimiento
operadores de calderos
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Pág. 368
de
las
de
(si
al
y
Factores
Clave
Objetivos
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Acción
Mejora del uso de la
energía eléctrica y
térmica en el Sector
Público
Fuente: Elaboración propia.
1.6.3.4.
Plan de Eficiencia Energética para la Consecución de la NUMES
OBJETIVO
El diseño y la elaboración del Plan de Eficiencia Energética cumplen con lo
requerido en el punto 3.1.11 de los Términos de Referencia.
1.6.3.4.1. Aspectos Relevantes
1.6.3.4.1.1. Marco Institucional
Las acciones vinculadas al uso eficiente de energía en el ámbito oficial en el Perú
estuvieron siempre incluidas en el área de incumbencia del Ministerio de Energía y
Minas (MEM).
Existen sin embargo proyectos relacionados a eficiencia energética cuyo desarrollo
se realiza en otros ámbitos. Por ejemplo, el Proyecto “Eficiencia Energética en
Pequeña y Mediana Industria”, a cargo del Fondo Nacional del Ambiente (FONAM),
con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo a través de su Fondo Multilateral
de Inversiones (FOMIN).
En otros Ministerios del gobierno peruano se trabaja en temas indirectamente
relacionados a eficiencia energética (caso de los Ministerios de Transporte y
Comunicaciones, de Ambiente y de Vivienda) pero no existe aún una adecuada
articulación entre los organismos de manera de optimizar los esfuerzos dirigidos al
ahorro energético.
1.6.3.4.1.2. Marco Regulatorio (Normas y Leyes) de la Eficiencia Energética
Ley N° 27345, “Promoción del Uso Eficiente de Energía ” y su Reglamentación
por medio del DS-053-2007-EM. La citada reglamentación dio origen al Plan
Referencial para el Uso Eficiente de Energía 2009-2018, elaborado en 2008 y
considerado una línea de base a los efectos de proyectar y comparar
resultados de las acciones de eficiencia que se encaren en el futuro.
Reglamento de la ley de promoción del uso eficiente de la energía - Decreto
Supremo DS.Nº 053-2007-EM.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 369
• Medidas de ahorro en el Sector Público – DS-038-2008-EM.
• Resolución Ministerial 038 – 2009 (MEM) – Indicadores de consumo
energético.
• Cartilla de Uso Racional de la Energía del MEM (díptico que tiene como
objetivo sensibilizar a los usuarios respecto al consumo de energía eléctrica
en los aparatos eléctricos utilizados en el hogar, y sugerir la modalidad de
cálculo aproximado de la facturación de energía eléctrica).
• Guía de estándares mínimos de eficiencia energética – MEM, Enero 2009.
• Guía de la etiqueta de eficiencia energética (MEM, Enero 2009).
• Plan Referencial de Uso Eficiente de Energía 2009-2018.
•
Decreto Supremo para creación de la Dirección General de Eficiencia
Energética – DS-026-2010-EM.
•
Elaboración de 47 Normas Técnicas Peruanas (NTPs) de Eficiencia
Energética para equipos y aparatos consumidores de energía, aprobadas por
el INDECOPI (Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la
Protección de la Propiedad Intelectual).
Si bien el Marco Regulatorio existente actualmente en el Perú se considera
adecuado para el relanzamiento de un Plan de Eficiencia Energética asociado a la
NUMES OBJETIVO, una de las primeras tareas del nuevo Plan será revisar si la
normativa vigente requiere algún tipo de actualización, habida cuenta del tiempo
transcurrido entre las primeras ideas de concepción del Plan Referencial para el Uso
Racional y Eficiente de la Energía (PRUEE) 2009-2018 y el corriente año 2012.
1.6.3.5.
Financiamiento y Recursos Involucrados en el Desarrollo de la
Eficiencia Energética
El desarrollo del Plan Referencial es un esfuerzo público – privado con recursos
económico-financieros del presupuesto nacional y propio de la actividad privada.
Una buena alternativa para conformar proyectos con múltiples actores y con
necesidad muy variable de asistencia financiera es utilizar el “know-how” para el
armado de fideicomisos del COFIDE y los fondos asociados a éste.
En lo que hace a la cooperación internacional con la ayuda del PNUD-GEF,
actualmente se encuentran en implementación cuatro proyectos relacionados a
eficiencia energética: “Programa de Sustitución de Cocinas - Proyecto Nina”;
“Elaboración de una Nueva Matriz Energética Sostenible y Evaluación Ambiental
Estratégica, como Instrumentos de Planificación” (NUMES), “Normativa en
Etiquetado de “Eficiencia Energética en el Perú” y “Universidades peruanas
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Pág. 370
sostenibles para mitigar el cambio climático”) y en proceso de aprobación tres más
(“Transformación del mercado de la iluminación en el Perú” -éste con la cooperación
del PNUMA y del GEF-, “Uso eficiente de energía eléctrica utilizando tecnologías
eficientes en alumbrado público” y “Campaña de sustitución de 100,000
calentadores eléctricos de agua por calentadores solares”.
Está previsto que estos esfuerzos se articulen con los objetivos y metas del Plan
Referencial 2009-2018 para su mejor desarrollo y para optimizar resultados en el
nuevo Plan de Eficiencia Energética.
De acuerdo a la situación precedente al trabajo de “Elaboración de la Nueva Matriz
Energética Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica como Instrumento de
Planificación”, a las acciones en marcha y a las que se proponen en el nuevo Plan,
se considera que éste contribuirá a superar las barreras para el desarrollo de la
eficiencia energética en el Perú si se dan las siguientes condiciones de contorno:
1) Toma de decisión política acerca de considerar a la eficiencia energética, al
uso racional de los recursos y a las acciones de mitigación del cambio
climático como una Política de Estado. Es éste el paso fundamental del que
devienen las decisiones consecuentes para promover el desarrollo de los
programas y proyectos de eficiencia energética.
2) Separación, a nivel institucional en el Ministerio de Energía y Minas, de las
funciones de Planificación Energética de las funciones de desarrollo del Plan
de Eficiencia Energética. La promoción y el desarrollo de la Eficiencia
Energética deben estar subordinadas a los grandes lineamientos de Política
Energética, los que deben ser trazados por un Organismo de Planificación,
en un escalón superior del organigrama institucional del área energética.
3) Establecimiento de un sistema eficiente de coordinación interinstitucional.
Resulta imprescindible la interrelación de los diferentes organismos públicos
entre sí y de éstos con el sector privado para un adecuado desarrollo del Plan
de Eficiencia Energética.
Medidas orientadas a favorecer la promoción y el desarrollo de la eficiencia
energética. Una vez definidos los puntos 1), 2) y 3) precedentes, se estará en
condiciones de tomar las siguientes decisiones:
a) Asignar los recursos humanos y presupuestarios a la Unidad del Ministerio de
Energía y Minas que gestione a futuro la promoción de la eficiencia
energética en el país (es decir, asignar los recursos para dar cumplimiento a
los objetivos y metas indicados en el Plan de Eficiencia Energética).
b) Activar las regulaciones existentes en cuanto a la promoción del uso racional
y eficiente de la energía (Ley N° 27045 y su Reglamen tación) y promover el
desarrollo de nuevas que favorezcan (induzcan) la decisión del consumidor
público y privado a concretar las inversiones necesarias para disminuir
racionalmente el consumo energético.
c) Desarrollar intensamente la oferta de apoyo financiero en condiciones
accesibles a los usuarios públicos y privados para favorecer el desarrollo de
programas y proyectos de eficiencia energética (aporte propio del Estado,
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 371
d)
e)
f)
g)
h)
fondos de cooperación internacional, COFIDE, regulaciones que promuevan
el aporte de grandes consumidores a un fondo aplicable a desarrollo de
proyectos de eficiencia energética, etc.).
Generar la normativa y los sistemas de información al público consumidor
para orientar sus decisiones de adquisición de equipos y acelerar la definición
de qué instalaciones se consideran eficientes desde el punto de vista del
consumo energético (sistemas de etiquetado, desarrollo de estándares
mínimos de rendimiento energético, a través del INDECOPI y otras
instituciones.
Desarrollar un fuerte programa de información y difusión de las acciones que
pueden ser tomadas en cada sector de consumo, superando la clásica
barrera de la asimetría de información entre el sector oferente de energía y el
consumidor final.
Comprometer a las empresas proveedoras de energía a la realización de
programas de eficiencia energética en sus propias instalaciones.
Acceder de manera selectiva a la cooperación internacional, tratando de que
ésta constituya un impulso inicial para que posteriormente los proyectos se
vayan desarrollando por sí mismos, aplicando el concepto de “replicabilidad”.
Impulsar el desarrollo de Redes Inteligentes, para implementar programas de
DSM y reducción de pérdidas de energía y reducción de emisiones.
1.6.3.6.
Acciones y Programas
1.6.3.6.1. Proyectos considerados Prioritarios para el Logro de los Objetivos y
Metas del Plan de Eficiencia Energética
Se puede establecer un orden de importancia de programas o intervenciones de
eficiencia energética según sea la magnitud relativa del consumo, el sector adonde
se produce, la disponibilidad (déficit o superávit del energético), su impacto
ambiental y socio-económico, etc.
Para definir entonces los proyectos prioritarios del Plan de Eficiencia Energética se
pueden señalar en orden de importancia los siguientes sectores donde diseñar
programas de eficiencia:
1) Sector del Transporte, con la finalidad de disminuir los consumos de Diesel.
2) Sector Residencial, Comercial y de Servicios, para disminuir el consumo de
electricidad, teniendo prioridad la reducción de la generación eléctrica de
origen térmico con combustible fósil, no renovable.
3) Sector Residencial (principalmente rural y suburbano) adonde se consume
leña, y en menor proporción, bosta y yareta.
4) Sector del Transporte automotor privado (consumo de gasolina motor).
5) Sector Industrial y Minero, para disminuir consumos de electricidad.
6) Mismos sectores, para disminuir consumos de hidrocarburos en general (PI,
GLP y/o gas natural).
7) Sector Público, para disminuir consumos de energía eléctrica.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 372
8) Sector agropecuario y pesquero, para disminuir consumo de Diesel oil y de
petróleo industrial.
Antes de proceder a la implementación de medidas de eficiencia energética en cada
uno de los sectores citados precedentemente, será conveniente realizar los
siguientes estudios de base (listado no excluyente):
I.
II.
III.
IV.
V.
VI.
VII.
VIII.
Elaborar un nuevo Balance de Energía Útil (BEU), dado que la anterior data
del año 1998 y en el interregno ha habido grandes cambios en el consumo de
energía, en especial eléctrica, por la introducción de nuevas tecnologías.
Estudio de consumo de combustibles en el sector transportes (todos). En
realidad, se trataría de la actualización y adaptación al Plan de EE de
estudios que seguramente ya existen en el Ministerio de Transporte y
Comunicaciones, sólo que ahora se haría con una orientación más
energética.
Estudio de potencial de cogeneración de energía térmica y eléctrica en el
sector comercial (grandes usuarios) y de servicios (hospitales, edificios
públicos).
Actualización del estudio de potencial de cogeneración de energía en el
Sector Industrial.
Estudio de base para eficiencia energética en el Sector Minero.
Estudio de consumos en el Sector Agropecuario: potencial de ahorro en el
secado de granos y en el riego por bombeo de agua subterránea.
Estudio del potencial de ahorro de combustibles del sector de generación de
energía eléctrica por vía térmica (disminución del autoconsumo).
Estudio del potencial de ahorro de energía del sector de refinación de
petróleo y procesamiento de gas natural (disminución del autoconsumo).
1.6.3.6.2. Lineamientos Institucionales
Ya se ha mencionado que existe en el país un soporte regulatorio para la promoción y
el desarrollo de la eficiencia energética.
La creación de la Dirección General de Eficiencia Energética (DGEE) en mayo de
2010 fue un paso institucional adecuado para señalar la importancia que el gobierno
del Perú asigna al tema del uso racional y eficiente de los recursos energéticos; no
obstante, se considera que actualmente su dotación profesional es insuficiente (en
cantidad) para abarcar los numerosos proyectos e iniciativas que el cumplimiento del
nuevo Plan de Eficiencia Energética requeriría.
Por otra parte, a la DGEE se le han asignado funciones vinculadas a la promoción de
las energías de fuentes renovables y tareas de planificación energética, lo que hace
aún más complicado la tarea en cuanto a disponibilidad de recurso humano en
cantidad suficiente para cumplir los objetivos del futuro Plan.
Una de las primeras tareas que se deberán implementar una vez aprobado el nuevo
Plan de Eficiencia Energética será completar la plantilla de profesionales y técnicos
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 373
con experiencia en el desarrollo específico de cada programa que componga el
futuro Plan.
A tal fin, se señala, sólo de manera indicativa, cómo podría estar conformada una
plantilla de profesionales y expertos que se hagan cargo del desarrollo inicial
(primeros 3-5 años) del Plan de Eficiencia Energética 2012-2040.
1.6.3.6.2.1. Personal de Dirección
• 1 Director General del Plan de Eficiencia Energética (profesional con un
mínimo de 15 (quince) años en el desarrollo de proyectos y programas de
eficiencia energética y con profundo conocimiento del funcionamiento de la
cooperación internacional.
• 1 Coordinador General del Plan de Eficiencia Energética (reportando
directamente al Director General) (profesional con un mínimo de 10 (diez)
años en el desarrollo de proyectos y programas de eficiencia energética y con
profundo conocimiento del funcionamiento de la cooperación internacional
• Especialistas sectoriales y asistentes técnicos
Sector Residencial, Comercial y Público
• 1 Experto en desarrollo de proyectos y programas de eficiencia energética en
el Sector Residencial, Comercial y Público (profesional con un mínimo de 8
(ocho) años en el tema).
• 1 asistente técnico ((profesional con un mínimo de 3 (tres) años en desarrollo
de proyectos).
Sector Industrial
• 1 Experto en desarrollo de proyectos y programas de eficiencia energética en
el Sector Industrial (profesional con un mínimo de 8 (ocho) años en el tema).
• 1 asistente técnico ((profesional con un mínimo de 3 (tres) años en desarrollo
de proyectos).
Sector Minero-Metalúrgico
• 1 Experto en desarrollo de proyectos y programas de eficiencia energética en
el Sector Minería y Metalurgia (profesional con un mínimo de 8 (ocho) años
en el tema).
• 1 asistente técnico (profesional con un mínimo de 3 (tres) años en desarrollo
de proyectos).
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 374
Sector Transporte
• 1 Experto en desarrollo de proyectos y programas de eficiencia energética en
el Sector Transporte (profesional con un mínimo de 8 (ocho) años en el
tema).
• 1 asistente técnico (profesional con un mínimo de 3 (tres) años en desarrollo
de proyectos en el sector).
Sector Agricultura y Pesca
• 1 Experto en desarrollo de proyectos y programas de eficiencia energética en
el Sector Agrícola y en el Sector Pesquero (profesional con un mínimo de 8
(ocho) años en el tema) (dicho experto debe conocer de proyectos de
sustitución de leña y del proyecto de cocinas mejoradas).
• 1 asistente técnico (profesional con un mínimo de 3 (tres) años en desarrollo
de proyectos en el sector).
Sector Servicios
• 1 Experto en desarrollo de proyectos y programas de eficiencia energética en
el Sector Servicios (hospitales, escuelas, centros comerciales (profesional
con un mínimo de 8 (ocho) años en el tema).
• 1 asistente técnico ((profesional con un mínimo de 3 (tres) años en desarrollo
de proyectos en el sector).
Personal Auxiliar
• 1 Secretaria con experiencia en la función administrativa.
• 1 Experto informático para asistencia técnica y mantenimiento de la página
web del Plan de Eficiencia Energética (técnico o profesional con un mínimo
de 8 (ocho) años de experiencia en asistencia a redes informáticas).
• 1 Asistente técnico general del experto informático (profesional recién
recibido o estudiante cursando el último grado de su carrera en Informática).
Asistencia Técnica Externa
Para todos los casos, se podrá contar además con el aporte de expertos de
universidades, ONGs y consultores locales y/o internacionales, a demanda
según las necesidades de cada proyecto, mediante contratos de corto plazo y
asignación específica.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 375
1.6.3.7.
Proyectos Prioritarios – Sectores y Acciones a Desarrollar en el
Corto Plazo en cada uno de Ellos (Primeros Tres Años del Plan de
Eficiencia Energética)
Sector Transporte
1) Establecer un programa intensivo de Conducción Racional y Eficiente para
choferes del Transporte Urbano e interurbano de pasajeros y cargas.
2) Establecer un programa de Gestión Eficiente del Combustible en cada una de
las flotas de transporte de pasajeros y cargas que participen del programa 1).
Sector Residencial
1) Continuar con el proceso de modernización de la iluminación mediante la
sustitución de lámparas de baja eficiencia por LFCs y/o por LEDs según el
caso.
2) Sustituir calentadores de agua eléctricos por sistemas de calentadores de
agua solares.
3) Sustituir cocinas tradicionales por mejoradas.
4) Incorporar tecnología eficiente al sector residencial.
5) Propender al uso de equipamiento electrodoméstico eficiente mediante el
sistema de etiquetado de calidad energética.
Sector Público
1) Realizar auditorías energéticas en edificios públicos y determinar el potencial
de ahorro de energía en iluminación, acondicionamiento de aire y otros usos
energéticos.
2) Implementar programas de gestión eficiente de la energía en todo el sector.
Sector Productivo
a) Sector Industrial
1)
2)
3)
Sustituir motores convencionales por eficientes.
Determinar un nuevo potencial de cogeneración de energía.
Optimizar y modernizar calderos.
b) Sector Minero-Metalúrgico
4)
5)
Sustituir motores convencionales por eficientes.
Evaluar la instalación de sistemas de control para incrementar la
eficiencia en el uso de la energía eléctrica.
Sector de Servicios
1) Continuar con la modernización de los sistemas de iluminación.
2) Optimizar y modernizar calderos.
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Pág. 376
3) Evaluar el potencial de cogeneración en el sector salud (hospitales públicos),
en hoteles y en el sector comercial (shoppings).
Sector Agropecuario
1) Realizar un diagnóstico de situación de consumos energéticos y estado de
instalaciones en sistemas de riego agrícola con el objetivo de renovar
equipos obsoletos de alto consumo de energía por equipos eficientes o
accionados mediante energía de fuente renovable.
2) Realizar un diagnóstico de consumo energético en los sistemas de secado de
cereales y hortalizas con el objetivo de optimizar estos sistemas y ahorrar
combustible y/o sustituirlos por sistemas que utilicen una fuente renovable de
energía.
1.6.3.8.
Posible Forma de Financiamiento66 de los Proyectos Considerados
Prioritarios
A continuación se señala, de manera meramente indicativa, cuáles podrían ser las
fuentes de financiamiento de los proyectos considerados prioritarios para el Plan de
Eficiencia Energética. La determinación final corresponderá al MEM.
Sector Transporte
1) Establecer un programa intensivo de Conducción Racional y Eficiente para
choferes del Transporte Urbano e interurbano de pasajeros y cargas.
2) Establecer un programa de Gestión Eficiente del Combustible en cada una de
las flotas de transporte de pasajeros y cargas que participen del programa 1).
Fondos presupuestarios del Ministerio de Transporte y Comunicaciones.
Fondos presupuestarios del Ministerio de Energía y Minas.
Fondos del COFIDE.
Fondos de organismos de cooperación internacional (mediante la figura
de cooperaciones técnicas para preparación de proyectos).
Contribución de las empresas y/o cámaras del Transporte.
Fideicomiso integrado por aportes del sector público y del sector privado
(empresas y usuarios del transporte urbano e interurbano de pasajeros),
con asignación específica a desarrollo de acciones de ahorro de
combustible en el sector.
Sector Residencial
1) Continuar con el proceso de modernización de la iluminación mediante la
sustitución de lámparas de baja eficiencia por LFCs y/o por LEDs según el
caso.
66
La forma definitiva de cada financiamiento puede ser una combinación de dos o más de las alternativas
mencionadas.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 377
2) Sustituir calentadores de agua eléctricos por sistemas de calentadores de
agua solares.
3) Sustituir cocinas tradicionales por mejoradas.
4) Incorporar tecnología eficiente al sector residencial.
5) Propender al uso de equipamiento electrodoméstico eficiente mediante el
sistema de etiquetado de calidad energética.
Fondos presupuestarios del Ministerio de Energía y Minas.
Fondos del COFIDE.
Fondos de organismos de cooperación internacional (mediante la figura
de cooperaciones técnicas para preparación de proyectos).
Contribución de las empresas distribuidoras de electricidad y gas
natural.
Contribución de los usuarios (monto con asignación específica en la
tarifa residencial).
Sector Público
1) Realizar auditorías energéticas en edificios públicos y determinar el potencial
de ahorro de energía en iluminación, acondicionamiento de aire y otros usos
energéticos.
2) Implementar programas de gestión eficiente de la energía en todo el sector.
Fondos presupuestarios del Ministerio de Energía y Minas.
Fondos del COFIDE.
Fondos de organismos de cooperación internacional (mediante la figura
de cooperaciones técnicas para preparación de proyectos).
Contribución de las empresas distribuidoras de electricidad y gas
natural.
Contribución de las entidades públicas (no gubernamentales) (monto
con asignación específica en su tarifa).
Sector Productivo
Sector Industrial
1) Sustituir motores convencionales por eficientes.
2) Determinar un nuevo potencial de cogeneración de energía.
3) Optimizar y modernizar calderos.
Sector Minero-Metalúrgico
1) Sustituir motores convencionales por eficientes.
2) Evaluar la instalación de sistemas de control para incrementar la eficiencia
en el uso de la energía eléctrica.
Fondos presupuestarios del Ministerio de Industria.
Fondos presupuestarios del Ministerio de Energía y Minas.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 378
Fondos del COFIDE.
Fondos de organismos de cooperación internacional (mediante la figura
de cooperaciones técnicas para preparación de proyectos).
Contribución de las empresas y/o cámaras industriales.
Fideicomiso integrado por aportes de empresas del sector industrial y
minero privado, con asignación específica a desarrollo de acciones de
ahorro de energía en el sector.
Propuesta de estudio CEPAL para financiamiento de sustitución de
motores estándar por motores de alta eficiencia en sector industrial y
minero-metalúrgico.
Sector de Servicios
1) Continuar con la modernización de los sistemas de iluminación.
2) Optimizar y modernizar calderos.
3) Evaluar el potencial de cogeneración en el sector salud (hospitales públicos),
en hoteles y en el sector comercial (shoppings).
Fondos presupuestarios del Ministerio de Energía y Minas.
Fondos presupuestarios del Ministerio de Salud.
Fondos del COFIDE.
Fondos de organismos de cooperación internacional (mediante la figura
de cooperaciones técnicas para preparación de proyectos).
Contribución de las empresas y/o cámaras del Comercio.
Fideicomiso integrado por aportes de empresas del sector comercial
privado, con asignación específica a desarrollo de acciones de ahorro
de energía en el sector.
Sector Agropecuario (Incluye Pesca)
1) Realizar un diagnóstico de situación de consumos energéticos y estado de
instalaciones en sistemas de riego agrícola con el objetivo de renovar
equipos obsoletos de alto consumo de energía por equipos eficientes o
accionados mediante energía de fuente renovable.
2) Realizar un diagnóstico de consumo energético en los sistemas de secado de
cereales y hortalizas con el objetivo de optimizar estos sistemas y ahorrar
combustible y/o sustituirlos por sistemas que utilicen una fuente renovable de
energía
Fondos presupuestarios del Ministerio de Agricultura.
Fondos del COFIDE.
Fondos de organismos de cooperación internacional (mediante la figura
de cooperaciones técnicas para preparación de proyectos).
Contribución de las empresas y/o cámaras del sector agrícola.
Fideicomiso integrado por aportes de empresas del sector privado, con
asignación específica a desarrollo de acciones de ahorro de energía en
el sector.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
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1.6.3.8.1. Financiamiento Público o Privado o Combinación de Ambos para el
Desarrollo de los Proyectos Prioritarios del Plan de Eficiencia
Energética en los Distintos Sectores de Consumo
Sector Transporte
1) Establecer un programa intensivo de Conducción Racional y Eficiente para
choferes del Transporte Urbano e interurbano de pasajeros y cargas.
2) Establecer un programa de Gestión Eficiente del Combustible en cada una de
las flotas de transporte de pasajeros y cargas que participen del programa 1).
3) Reconversión tecnológica del parque automotor.
Estado: a) Financiación de Estudios de Base; b) posible reducción de impuestos a
cambio de la implementación de los proyectos 1), 2) y 3).
Sector Privado
A cargo del costo de implementación de los programas 1), 2) y 3).
Sector Residencial
1) Continuar con el proceso de modernización de la iluminación mediante la
sustitución de lámparas de baja eficiencia por LFCs y/o por LEDs según el
caso.
2) Sustituir calentadores de agua eléctricos por sistemas de calentadores de
agua solares.
3) Sustituir cocinas tradicionales por mejoradas.
4) Incorporar tecnología eficiente al sector residencial.
5) Propender al uso de equipamiento electrodoméstico eficiente mediante el
sistema de etiquetado de calidad energética.
Estado: costo de las campañas de promoción y difusión; posible subsidio a la
adquisición de lámparas de alta eficiencia; 100 % del gasto asociado a la instalación
de cocinas mejoras; posible subsidio (parcial o total) a la sustitución de calentadores
eléctricos por solares; promoción del uso de tecnologías eficientes; implementación
de sistema de etiquetado de calidad energética y de estándares mínimos de
consumo en equipamiento electrodoméstico.
Sector privado: a cargo de los costos de adquisición de lámparas de alta eficiencia;
de parte o todo el costo de compra e instalación de calentadores eléctricos por
solares; del costo de adquisición de equipos de alta eficiencia.
Sector Público
1) Realizar auditorías energéticas en edificios públicos y determinar el potencial
de ahorro de energía en iluminación, acondicionamiento de aire y otros usos
energéticos.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 380
2) Implementar programas de gestión eficiente de la energía en todo el sector.
100 % del costo del programa a cargo del Estado.
Sector Productivo
Sector Industrial
1. Sustituir motores convencionales por eficientes.
2. Determinar un nuevo potencial de cogeneración de energía.
3. Optimizar y modernizar calderos.
Sector Minero-Metalúrgico
1. Sustituir motores convencionales por eficientes.
2. Evaluar la instalación de sistemas de control para incrementar la eficiencia
en el uso de la energía eléctrica.
Estado: costo de la promoción de equipos eficientes; costo de implementación de
proyectos piloto o demostrativos para promover tecnologías eficientes; costo de la
elaboración de estudios base (ejemplo: actualización del potencial de cogeneración
en el sector industrial).
Sector Privado: costo de implementación de los proyectos y de las inversiones
necesarias.
Sector de Servicios
1) Continuar con la modernización de los sistemas de iluminación.
2) Optimizar y modernizar calderos.
3) Evaluar el potencial de cogeneración en el sector salud (hospitales públicos),
en hoteles y en el sector comercial (shoppings).
Estado: costo de los estudios base (ej. Potencial de cogeneración) y de proyectos
demostrativos para promover tecnologías eficientes.
Sector Privado: costo de la implementación de los proyectos y de las inversiones
necesarias.
Sector Agropecuario (Incluye Pesca)
1) Realizar un diagnóstico de situación de consumos energéticos y estado de
instalaciones en sistemas de riego agrícola con el objetivo de renovar
equipos obsoletos de alto consumo de energía por equipos eficientes o
accionados mediante energía de fuente renovable.
2) Realizar un diagnóstico de consumo energético en los sistemas de secado de
cereales y hortalizas con el objetivo de optimizar estos sistemas y ahorrar
combustible y/o sustituirlos por sistemas que utilicen una fuente renovable de
energía.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 381
Estado: financiamiento de los estudios base mencionados y de proyectos
demostrativos para promover buenas prácticas y/o tecnologías eficientes.
Sector privado: a cargo del costo de la implementación de los proyectos y de las
inversiones necesarias.
1.6.3.9.
Monitoreo del Plan de Eficiencia Energética – Lineamientos
Generales
Puntos Clave para el Monitoreo del Plan de Eficiencia Energética
• Los métodos de evaluación deben ser claros, bien conocidos por los
responsables del Plan y por los usuarios, evitándose los procedimientos que
puedan elevar falsamente los resultados.
• Es conveniente que la metodología de evaluación sea utilizada también para
el establecimiento de metas para las acciones y para su monitoreo
sistemático. En este sentido el uso de indicadores es sumamente útil.
• Los indicadores de ahorro asociados a cambios tecnológicos son más
sencillos de ser definidos y obtenidos que aquellos referidos a los cambios de
conducta, capacitación y difusión (cualitativos).
• Es muy recomendable que la ejecución de la evaluación del grado de avance
del Plan de Eficiencia Energética sea asignada a terceros (ejemplo,
universidades)
o
a
auditores
independientes
(preferentemente
internacionales).
• Todos los proyectos y actividades a ser desarrollados en el Plan deben
prever la evaluación de sus resultados.
1.6.3.10. Resultados Esperados del Plan
1.6.3.10.1.
Potencial de Ahorro de Energía
Los ahorros energéticos anuales que se pueden obtener en el período 2012-2040
ascenderían a 3,401 miles de TJ; se estima un beneficio económico de US$ 70,864
millones, cuyo Valor Actual Neto sería de US$ 7,483 millones. Las emisiones que se
evitarían ascenderían a 288.6 millones de toneladas de CO2equiv. Ver Cuadro N°
1.6.56.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 382
Cuadro N° 1.6.56: Resumen de la Reducción de la Dem anda de Energía con
Programas de Eficiencia Energética 2012-2040 (TJ)
SECTORES /AÑO
1. Reducciones con programas de
eficiencia (Miles de TJ)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Sector Residencial
3.0
6.1
10.2
16.1
21.7
22.4
22.4
22.5
22.6
22.7
22.7
22.8
22.9
23.0
23.1
Sector Productivo y Servicios
3.8
7.7
11.6
16.5
17.8
17.8
17.8
17.8
17.8
18.1
18.3
18.6
18.8
19.1
19.1
0.09
0.17
0.21
0.24
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
Sector Transporte
1.2
2.7
4.1
6.0
8.0
10.4
13.2
16.4
20.0
23.8
24.2
26.2
28.3
30.5
32.7
Otros planes diversos por sectores
0.4
0.8
1.3
1.9
4.8
5.1
5.4
5.7
6.1
16.2
16.4
17.0
17.6
18.2
37.6
Total
8.5
17.4
27.5
40.7
52.6
56.0
59.1
62.7
66.8
81.0
81.9
84.8
87.9
91.0
112.8
896
1,838
2,858
4,125
5,336
5,614
5,818
6,052
6,301
7,499
7,624
7,810
8,004
8,208
10,047
141
304
447
635
794
900
1,002
1,115
1,246
1,581
1,715
1,839
1,971
2,112
2,709
13
22
31
40
47
48
48
48
48
59
60
60
61
62
74
140
149
181
251
214
154
227
357
499
759
926
1102
1292
1501
2043
$14
$177
$297
$423
$627
$794
$822
$806
$795
$881
$849
$797
$740
$673
$739
Sector Comercial y Público
2. Reducción emisiones
(Miles de TM CO2/año)
3. Ahorros económicos anuales
(Millones de US$)
4. Ingresos por certificados carbono
(Millones de US$)
5. Inversiones requeridas
(Millones de US$)
6. Ahorro neto anual
(Millones de US$)
VALOR NETO ACTUAL DE INVERSIONES
(Millones de US$):
VAN DEL PROGRAMA DE EFICIENCIA
ENERGÉTICA (Millones de US$):
SECTORES /AÑO
1. Reducciones con programas de
eficiencia (Miles de TJ)
$4,729
$7,483
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
TOTAL
Sector Residencial
23.2
23.3
23.4
23.6
23.7
23.8
23.9
24.1
24.2
24.4
24.6
24.7
24.9
25.1
621
Sector Productivo y Servicios
19.1
19.1
19.1
19.1
19.3
19.6
19.8
20.1
20.3
20.3
20.3
20.3
20.3
20.3
518
Sector Comercial y Público
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
0.28
7.7
Sector Transporte
35.3
37.9
40.8
43.8
46.6
50.6
54.8
59.1
63.1
67.2
70.3
74.3
77.9
81.4
1051
Otros planes diversos por sectores
38.9
40.3
41.8
43.4
62.9
66.0
69.2
72.5
75.6
101.0
104.0
107.7
111.1
114.4
1203
116.8
120.8
125.4
130.1
152.9
160.3
168.1
176.1
183.5
213.3
219.5
227.4
234.5
241.6
3401
10,257
10,479
10,715
10,964
12,764
13,231
13,718
14,226
14,755
17,036
17,454
17,890
18,345
18,820
0
2,894
3,093
3,306
3,533
4,254
4,627
5,018
5,429
5,819
6,951
7,277
7,667
8,023
74
74
74
74
85
86
87
88
89
99
99
99
99
1864
2110
2373
1331
1677
1939
2216
2507
33
7
7
7
7
Total
2. Reducción emisiones
(Miles de TM CO2/año)
3. Ahorros económicos anuales
(Millones de US$)
4. Ingresos por certificados carbono
(Millones de US$)
5. Inversiones requeridas
(Millones de US$)
6. Ahorro neto anual
(Millones de US$)
8,394 94,797
99
1948
7 25,882
$1,104 $1,058 $1,007 $2,276 $2,662 $2,773 $2,890 $3,011 $5,875 $7,044 $7,369 $7,759 $8,115 $8,487 $70,864
Fuente: Elaboración propia.
Consideraciones tenidas en cuenta para determinar la inversión correspondiente a
una expectativa de ahorro energético del 15%:
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 383
A. Sector Residencial:
• Iluminación eficiente; costo de 4 millones de fluorescentes compactos CFL y
fluorescentes T5.
• Hábitos de consumo; gastos en campaña publicitaria intensiva, informativa y
educativa de la Eficiencia Energética, incluye campaña para la optimización
del transporte.
• Calentadores solares; costo de 300,000 calentadores solares.
• Cocinas mejoradas: costo de un 1 millón de cocinas mejoradas.
B. Sector Uso Productivo y Servicios:
• Sustitución de motores; costo de 90,000 motores de alta eficiencia.
• Calderas industriales; costo modernización de 1,500 calderas, instalación de
economizadores, cambio del sistema de combustible para GLP y ajuste del
sistema aire-combustible.
• Iluminación eficiente; costo de fluorescentes T5 y lámparas LED.
• Cogeneración; inversión de US$ 105 millones en plantas de cogeneración
para generar 196 MW.
C. Sector Público y Comercial:
• Iluminación eficiente; costo de 3 millones de fluorescentes T5 y lámparas
LED.
D. Sector Transporte:
• Conducción eficiente y Restricción vehicular; el costo de promoción de esta
última medida está incluido en la campaña de mejores hábitos de consumo
del sector residencial.
• Sustitución de autos a gasolina por coches híbridos y eléctricos; se considera
la inversión diferencial entre el coche eléctrico vs auto a gasolina.
1.6.3.11. Impacto de los Proyectos de Eficiencia Energética en el Balance
Proyectado de Energía
El impacto de los proyectos de eficiencia energética de reducir hasta el 15% de la
energía en el año 2040 en relación a la demanda base proyectada hasta ese año,
sin afectar la producción o servicios en los diferentes sectores económicos ni el
confort del sector residencial y comercial se presenta en los siguientes Gráficos N°
1.6.44, N° 1.6.45, N° 1.6.46, N° 1.6.47 y N° 1.6.48 .
En el Gráfico N° 1.6.44, se observa una reducción proyect ada del consumo de
energía en el Sector Residencial y Comercial al final del año 2040 de 47.7 miles de
TJ.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 384
Gráfico N° 1.6.44: Consumo Energía – Sector Residen cial y Comercial
500,000
450,000
400,000
350,000
TJ
300,000
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
Carbón Mineral
Leña
Bosta - Yareta
Solar
Carbón Vegetal
GLP
Gasolina Motor
Kerosene
Diesel oil
Petroleo Industrial
Gas Natural
Electricidad
Eficiencia
2039
2037
2035
2033
2031
2029
2027
2025
2023
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
0
Fuente: Elaboración propia.
En el Gráfico N° 1.6.45, se observa una reducción proyect ada del consumo de
energía en el Sector Público al final del año 2040 de 0.5 miles de TJ.
Gráfico N° 1.6.45: Consumo de Energía – Sector Públ ico
16,000
14,000
12,000
TJ
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
Solar
GLP
Gasolina Motor
Kerosene
Diesel oil
Petroleo Industrial
Electricidad
2039
2037
2035
2033
2031
2029
2027
2025
2023
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
0
Eficiencia
Fuente: Elaboración propia.
En el Gráfico N° 1.6.46, se observa una reducción proyect ada del consumo de
energía en el Sector Transporte al final del año 2040 de 172.3 miles de TJ.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 385
Gráfico N° 1.6.46: Consumo de Energía – Sector Tran sporte
700,000
600,000
500,000
TJ
400,000
300,000
200,000
100,000
GLP con Ef
Gasolina Motor con Ef
Kerosene/JET
Diesel oil con Ef
Petroleo Industrial
Gas Natural
Electricidad
Eficencia
2039
2037
2035
2033
2031
2029
2027
2025
2023
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
0
Fuente: Elaboración propia.
En el Gráfico N° 1.6.47 se observa una reducción proyect ada del consumo de
energía en el Sector Industrial al final del año 2040 de 38.7 miles de TJ.
Gráfico N° 1.6.47: Consumo de Energía – Sector Indu strial
400,000
350,000
300,000
TJ
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
Carbón Mineral
Leña
Bagazo
Carbón Vegetal
Gas Lic.de Pet.
Gasolina Motor
Kerosene
Diesel Oil DB2
Petróleo Industrial
Gas Natural
Gas Industrial
Electricidad
Eficiencia
2039
2037
2035
2033
2031
2029
2027
2025
2023
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
0
Fuente: Elaboración propia.
En el Gráfico N° 1.6.48, se observa una reducción proye ctada del consumo total de
energía por tipo de energético al final del año 2040 de 259.3 miles de TJ.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 386
Gráfico N° 1.6.48: Consumo Total de Energía por Tip o
1,800,000
1,600,000
1,400,000
1,200,000
TJ
1,000,000
800,000
600,000
400,000
200,000
Carbón Mineral
Leña
Bosta/Yareta
Bagazo
Solar
No energéticos
Coque
Carbón Vegetal
Gas Lic.de Pet.
Gasolina Motor
Kerosene
Diesel Oil DB2
Petróleo Industrial
Gas Natural
No energéticos
Gas Industrial
Electricidad
Eficiencia
2039
2037
2035
2033
2031
2029
2027
2025
2023
2021
2019
2017
2015
2013
2011
2009
2007
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
0
Fuente: Elaboración propia.
1.6.3.12. Lineamientos Generales, Proyectos Prioritarios y Monitoreo del Plan
de Eficiencia Energética
En base al análisis realizado de la información existente en el país sobre
antecedentes, situación de contexto, experiencias previas, aspectos institucionales y
medidas en marcha, surgen una serie de comentarios, enfoques y recomendaciones
acerca de cómo llevar adelante el Plan de Eficiencia Energética para el Perú en el
marco de la consultoría para la elaboración de la Nueva Matriz Energética
Sostenible (NUMES).
Uno de los antecedentes más importantes, el Plan Referencial de Uso Eficiente de
Energía (2009-2018), quedará integrado, con sus matices, adaptaciones y
modificaciones, a la presente propuesta de Plan de Eficiencia Energética 20102040.
El Plan Referencial 2009-2018 se diseñó considerando información del Balance
Energético Nacional del año 2007 - BEN 2007) y en función de los principales
consumos de energía por sector se fueron diseñando los proyectos o subprogramas
que lo componen. Este criterio se considera adecuado, aunque al mismo deben
agregarse otros, tales como por ejemplo cuáles recursos energéticos o
subproductos de la refinación del petróleo y/o del procesamiento del gas natural se
deben importar para satisfacer la demanda o cuándo el consumo de un energético
resulta inconveniente para la salud (quemado de leña en el sector residencial).
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 387
Una vez identificados estos recursos importados, se deben diseñar actividades,
proyectos o programas que tiendan a lograr una disminución en el consumo de los
mismos, dado que por su escasez relativa y su impacto en la balanza comercial
adquieren mayor relevancia.
Analizando el Balance Energético Nacional 2009, último disponible y consolidado,
se pueden determinar las fuentes de los energéticos más consumidos y los sectores
de consumo más significativos, es decir, aquellos para los que una acción o
intervención orientada a mejorar la eficiencia con que se usa la energía tendría
mayor impacto, o sea, mejores resultados en términos de ahorro de energía, de
costos económicos y de disminución de emisiones de gases de efecto invernadero.
En cuanto a los energéticos del BEN 2009 se aprecia en el Gráfico N° 1.6.49, el
Diesel Oil con el 28.8 % es el energético más consumido en el Perú; le siguen la
energía eléctrica con 17.9 %, la leña con el 12.6 %, la gasolina motor, con el 10.5 %,
el GLP, con 7.9 %, el gas natural con 5.4 %, el petróleo industrial con 5.2 %, el
kerosene con 4.6 %, el carbón mineral, con 3.9 % y el resto se reparte entre el
coque, el carbón vegetal, el bagazo, la bosta y la yareta y la energía solar.
Gráfico N° 1.6.49: Estructura del Balance de Energí a 2009
2009
Biomasa
15.17%
Gasolina Motor
10.47%
GLP
7.95%
Electricidad
17.91%
Diesel
28.84%
Gas Distribuido
5.40%
Petróleo
Industrial
5.17%
Turbo/JET
4.64%
Carbón Mineral
3.85%
Carbón Vegetal
0.34%
Coque
0.22%
Solar
0.05%
Fuente: Balance Energético 2009.
Habida cuenta que los derivados de petróleo son deficitarios actualmente en el Perú
(se importa un 65.5% del consumo total) y se utiliza principalmente en el transporte
de cargas y pasajeros, tanto urbanos como interurbanos y en la distribución local de
mercaderías, uno de los blancos de un programa de eficiencia energética será
naturalmente el Sector Transporte.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 388
1.6.3.13. Formulación del Plan de Eficiencia Energética
Cuantificación de los programas considerados prioritarios para el logro de la meta
del 15 % de ahorro de energía en 2040 respecto a 2010.
1.6.3.13.1.
Objetivo y Resultados que se Esperan Alcanzar
El objetivo del Plan de Eficiencia Energética es reducir el consumo en un 15% hasta
el año 2040 en relación a la demanda base proyectada hasta ese año, sin afectar la
producción o servicios de los diversos sectores económicos ni el confort del sector
residencial.
En el Cuadro N° 1.6.57 (Resumen de la reducción de la demanda de energía con
programas de Eficiencia Energética indicado más arriba en el texto) se puede
observar que los ahorros anuales que se pueden obtener en el periodo 2012-2040
ascenderían a US$ 90,190 millones (con valor presente de US$ 7,579 millones), los
cuales podrían obtenerse con una inversión de US$ 25,882 millones (con valor
presente US$ 4,729 millones), una relación aproximada de 4 a 1. Las emisiones que
se evitarían ascenderían a 305 millones de toneladas de CO2 equivalente (de las
cuales los sectores transporte y residencial son los que más contribuyen). En dicho
cuadro, se puede observar también que es en el segmento de los hidrocarburos en
el que se pueden obtener los mayores ahorros, lo que indica que se deberían
priorizar los esfuerzos en dicho sector.
En el Cuadro N° 1.6.58, se observa que se pueden logra r reducciones del orden de
1,015 MW en la demanda eléctrica, si se inician programas de iluminación eficiente
y sustitución de motores convencionales por eficientes. A esto se sumaría la
potencia eléctrica que se podría generar con la cogeneración, por lo que su
promoción es una de las actividades a la que se debe dar prioridad.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 389
Cuadro N° 1.6.57: Resumen de Reducción de la Demand a Eléctrica por
Sectores (MW)
SECTORES
1. RESIDENCIAL
Iluminación eficiente
Termas eléctricas
Mejora de hábitos de consumo
2. PRODUCTIVO Y SERVICIOS
Sustitución motores
Cogeneración
Iluminación eficiente
3. PUBLICO
Iluminación eficiente
TOTAL
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
55
15
18
110
30
38
165
45
40
220
60
42
220
75
44
220
90
46
220
30
48
220
30
51
220
30
53
220
30
56
220
30
59
220
30
62
220
30
65
220
30
68
220
30
71
20
20
27
40
40
70
60
80
95
81
160
95
101
196
95
101
196
95
101
196
95
101
196
95
101
196
95
121
196
95
141
196
95
161
196
95
181
196
95
201
196
95
201
196
95
8
163
16
344
21
506
26
683
31
762
31
779
31
721
31
724
31
726
31
749
31
772
31
795
31
818
31
842
31
845
SECTORES
1. RESIDENCIAL
Iluminación eficiente
Termas eléctricas
Mejora de hábitos de consumo
2. PRODUCTIVO Y SERVICIOS
Sustitución motores
Cogeneración
Iluminación eficiente
3. PUBLICO
Iluminación eficiente
TOTAL
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
220
30
75
220
30
79
220
30
82
220
30
87
220
30
91
220
30
95
220
30
100
220
30
105
220
30
110
220
30
116
220
30
122
220
30
128
220
30
134
220
30
141
201
196
95
201
196
95
201
196
95
201
196
95
222
196
95
242
196
95
262
196
95
282
196
95
302
196
95
302
196
95
302
196
95
302
196
95
302
196
95
302
196
95
31
849
31
852
31
856
31
860
31
885
31
909
31
934
31
960
31
985
31
990
31
31
31
31
996 1,002 1,009 1,015
Fuente: Elaboración propia.
1.6.3.13.2.
Sector Residencial
Proyecto de Sustitución de Lámparas Incandescentes por Focos Ahorradores
en el Sector Residencial
Eliminar totalmente los focos incandescentes en el mediano plazo (5 años) y su
reemplazo con focos ahorradores (fluorescentes compactos-CFL) y la promoción
paralela para la introducción de otras tecnologías eficientes de iluminación según
vayan desarrollándose sus diferentes aplicaciones como la tecnología LED (diodos
emisores de luz). Para la zona rural se deberá establecer incentivos para la
sustitución con focos ahorradores, tales como la entrega de dichas lámparas en las
zonas más pobres del Perú en coordinación con otros programas sociales que viene
implementando el gobierno. Se deberán implementar medidas de monitoreo y
supervisión del impacto de esta medida en la máxima demanda de los
alimentadores en la zona rural en coordinación con las empresas suministradoras.
Para el cumplimiento de este objetivo, hay que considerar la similitud de potencias
de iluminación de los equipos a reemplazarse (lúmenes) y en especial su vida útil. Si
logramos implementar este proyecto, la reducción de la demanda, calculada
conservadoramente, sería de 220 MW. Ver Cuadro N° 1.6 .58.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 390
Cuadro N° 1.6.58: Ahorros con Proyecto de Iluminaci ón Eficiente en el Sector
Residencial
DESCRIPCIÓN\AÑO
1. Reducción de la demanda (MW)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
2012
55
60.2
216.8
2013
110
120.5
433.6
2014
165
180.7
650
2015
220
240.9
867
0.49
0.98
1.46
1.95
7. Inversiones netas requeridas (Millones de US$)
2.5
2.5
2.5
2.5
DESCRIPCIÓN\AÑO
1. Reducción de la demanda (MW)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2027
220
240.9
867
2028
220
240.9
867
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
2017
220
240.9
867
2018
220
240.9
867
2019
220
240.9
867
2020
220
240.9
867
2021
220
240.9
867
2022
220
240.9
867
2023
220
240.9
867
2024
220
240.9
867
2025
220
240.9
867
2026
220
240.9
867
6.62 13.25 19.87 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50
32,522 65,043 97,565 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
2016
220
240.9
867
2029
220
240.9
867
2030
220
240.9
867
1.95
1.95
2031
220
240.9
867
1.95
2032
220
240.9
867
1.95
2033
220
240.9
867
1.95
2034
220
240.9
867
1.95
2035
220
240.9
867
1.95
2036
220
240.9
867
1.95
2037
220
240.9
867
1.95
2038
220
240.9
867
1.95
2039
220
240.9
867
1.95
2040
220
240.9
867
26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50 26.50
130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086 130,086
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
1.95
7. Inversiones netas requeridas (Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia.
Proyecto de Sustitución de Fluorescentes T12- T8 por T5 en el Sector
Residencial
Utilización de lámparas de mayor eficiencia - Cambio de lámparas fluorescentes T12
y T8 por fluorescentes T5 de 28 W (4 millones).
La propuesta de cambio de lámparas considera la evaluación del mercado de
lámparas existentes y los impactos de los cambios propuestos.
Promedio del parque de lámparas Fluorescentes instaladas a nivel Nacional.
En el Cuadro 1.6.59 se observa la cantidad de fluorescentes rectos T12 y T8
instalados en el sector residencial. En promedio anual, según datos de aduanas,
esta cantidad ascendía a 3.6 millones de unidades
Cuadro N° 1.6.59: Parque de Lámparas Instaladas en el Sector Residencial
Urbano a Nivel Nacional
AÑO
1995
1996
1997
1998
1999
TOTAL
PROMEDIO
INCIDENCIA (%)
FLUORESCENTES
LINEALES
(T8 Y T12)
4,673,061
3,408,835
3,822,105
2,804,896
3,613,951
18,322,848
3,664,570
76%
FLUORESCENTES
CIRCULARES
(22 W Y 32 W)
421,357
981,178
1,351,430
1,106,391
1,934,179
5,794,535
1,158,907
24%
TOTAL
4,823,477
100%
Fuente: Aduanas.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 391
Restricciones para la Sustitución de Lámparas Fluorescentes
Debido a sus características de funcionamiento, -pocas horas de utilización diaria (<
3 hrs) en lugares de uso intermitente como baños, almacenes, depósitos, etc. el
tiempo de retorno de la inversión se ve alargado, existiendo en consecuencia una
cantidad de fluorescentes T12 y T8 instalados en lugares de uso temporal que no
podrán ser reemplazadas por Lámparas Fluorescentes T5 de 28 W.
Fluorescentes T12 y T8 Instalados en Ambientes de Uso Intermitente
La cantidad total de hogares a nivel nacional según el censo del 2007, XI de
Población y VI de Vivienda, asciende a 6.475.150 (2010), considerando un parque
de fluorescentes T12 y T8 de 4 millones de unidades. Teniendo en cuenta que
aproximadamente el 30% de estos equipos son de uso temporal, se tienen 1.2
millones de unidades que no podrán ser reemplazadas por fluorescentes T5.
El cálculo del mercado potencial de fluorescentes T12-T8 que podrán ser
reemplazados por lámparas fluorescentes T5 de 28 W se presenta en el Cuadro
1.6.60.
Cuadro N° 1.6.60: Cálculo del Potencial de Fluoresc entesT12-T8 que pueden
ser Remplazados por Lámparas Fluorescentes T5 de 28W – Sector Residencial
Promedio del parque de Fluorescentes T12-T8
instalados a nivel Nacional al inicio del programa de
Reemplazo
Cantidad de Fluorescentes T12-T8 que no podrían
ser reemplazados
Promedio del parque de Fluorescentes T12-T8
factibles de ser reemplazados a nivel Nacional al
inicio del programa de Reemplazo
Cantidad de Fluorescentes T12 que podrían ser
reemplazados
Cantidad de Fluorescentes T18 que podrían ser
reemplazados
4,000,000
Unid.
- 1,200,000
Unid.
2,800,000
Unid.
1,680,000
Unid.
1,120,000
Unid.
Fuente: Elaboración propia.
De acuerdo a equivalencias de flujo luminoso se propone la sustitución de
fluorescentes de 40 W y 36 W por T5 de 28 W con balasto electrónico de bajo
consumo (2 W).
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 392
Cuadro N° 1.6.61: Evaluación Económica
Total de fluorescentes T12-T8 existentes en viviendas a nivel nacional
Porcentaje cubierto por la medida (%)
Total de Fluorescentes a remplazar
Reducción de Potencia en Horas Punta (kW) al final del programa
Ahorro de Energía Anual (MWh) al final del programa
Tiempo de Implementación del Programa (Años)
Número de Fluorescentes T12 de 40 W a Reemplazar (unidades)
Número de Fluorescentes T8 de 36 W a Reemplazar (unidades)
Costo unitario Luminaria con Fluorescente T5 de 28 W balasto
electrónico (US$)
Costo unitario Luminaria con Fluorescente T5 de 2x28 W balasto
electrónico (US$)
Inversión Total en Lámparas Fluorescentes Compactas (Millones de
US$)
Costo de ahorro de energía por año (Millones de US$)
Inversión desplazada Generación + Transmisión + Distribución (Millones
US$)
Inversión desplazada Generación (Millones de US$)
4,000,000
70%
2,800,000
39,424
43,169
5.00
1,680,000
1,120,000
25.42
38.98
86.37
4.75
78.85
19.71
Fuente: Elaboración propia.
Evaluación Económica
De la evaluación preliminar se estima una reducción aproximada de 39.4 MW y
43,169 MWh/mes.
Cuadro N° 1.6.62: Ahorros con Proyecto de Iluminaci ón Eficiente con
Fluorescentes T5 en el Sector Residencial
CONCEPTO
1. Ahorro Energía Iluminación (Miles de TJ)
2. Ahorro de Energía (GWh/año)
3. Reducción demanda (MW)
4. Reducción emisiones (TM CO2/año)
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
0.03 0.06 0.09 0.12 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16
9
17
26
35
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
8
16
24
32
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
16,784 33,568 50,353 67,137 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921
0.95
1.90
2.85
3.80
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
6. Ingresos por certificados carbono (Millones de US$)0.25
5. Ahorros económicos anuales (Millones de US$)
0.50
0.76
1.01
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
15
15
15
15
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
CONCEPTO
1. Ahorro Energía Iluminación (Miles de TJ)
2. Ahorro de Energía (GWh/año)
3. Reducción demanda (MW)
4. Reducción emisiones (TM CO2/año)
5. Ahorros económicos anuales (Millones de US$)
15
2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
43
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
39
83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921 83,921
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
4.75
6. Ingresos por certificados carbono (Millones de US$)1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
1.26
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
0
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 393
Mejora de los Hábitos de Consumo de Energía de la Población
Es necesario realizar una tarea permanente de sensibilización y concienciación a
nivel de toda la población con campañas publicitarias, informativas, demostrativas y
principalmente educativas.
Se deberán diseñar campañas de información sobre lo que se puede hacer (en
todos y cada uno de los sectores de consumo con énfasis en el sector residencial)
para usar eficientemente la energía y para transmitir los resultados de las
experiencias exitosas que puedan ser replicables al interior de cada sector de
consumo.
Esta última (por la campaña de información) se debe trabajar con el sector
educación. De lo mencionado anteriormente y de la experiencia del PAE-MEM, se
podrían alcanzar reducciones de demanda de 141 MW, equivalente al 3% del
consumo del sector residencial con consumos mayores a 100 kWh/mes, teniendo en
cuenta supuestos conservadores. Ver Cuadro N° 1.6.63.
Cuadro N° 1.6.63: Ahorros por Mejora de Hábitos de Consumo de la Población
(Campaña Publicitaria, Informativa y Educativa)
CONCEPTO
1. Reducción en demanda (MW)
2. Ahorros en consumo de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2012
18
144
518
4. Ahorros facturación anual a nivel país (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (toneladas CO2/año)
14
30
32
33
35
37
39
40
43
45
47
49
52
54
57
77,701 163,171 171,330 179,897 188,891 198,336 208,253 218,665 229,599 241,079 253,133 265,789 279,079 293,033 307,684
6. Inversión anual en campaña comunicación (Millones de US$)
CONCEPTO
1. Reducción en demanda (MW)
2. Ahorros en consumo de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
4. Ahorros facturación anual a nivel país (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (toneladas CO2/año)
6. Inversión anual en campaña comunicación (Millones de US$)
2013
38
302
1,088
2014
40
317
1,142
2015
42
333
1,199
5
5
5
2027
75
598
2,154
2028
79
628
2,261
2029
82
660
2,375
2016
44
350
1,259
5
2017
46
367
1,322
5
2030
87
693
2,493
2018
48
386
1,388
5
2031
91
727
2,618
2032
95
764
2,749
2019
51
405
1,458
2020
53
425
1,531
2021
56
446
1,607
2022
59
469
1,688
5
5
5
8
2033
100
802
2,886
2034
105
842
3,031
2035
110
884
3,182
2036
116
928
3,341
2023
62
492
1,772
8
2024
65
517
1,861
8
2037
122
975
3,508
2025
68
543
1,954
8
2038
128
1,023
3,684
2026
71
570
2,051
8
2039
134
1,074
3,868
8
2040
141
1,128
4,061
60
63
66
69
73
76
80
84
88
93
97
102
107
113
323,068 339,222 356,183 373,992 392,692 412,326 432,942 454,590 477,319 501,185 526,244 552,557 580,184 609,194
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Fuente: Elaboración propia.
Sustitución de Calentadores de Agua Eléctricos por Sistemas de Calentadores
de Agua Solares
La promoción de las energías renovables principalmente para el calentamiento de
agua es un aspecto que se debería priorizar por cuanto constituirá en el futuro una
de los mayores componentes de crecimiento de la demanda por la baja penetración
actual de los calentadores en los hogares peruanos.
Esto es factible en el país, dado el importante nivel de radiación solar que posee en
la mayor parte de su territorio. Considerando que existen modelos y experiencias a
replicar como el caso de Arequipa donde existen aproximadamente 40,000
calentadores solares instalados, es importante que como Estado definamos una
política sobre esta aplicación para difundirla a otras regiones, que incluso tienen
recursos solares mayores, pero donde su utilización no se conoce o es muy
limitada.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 394
En el presente Plan se propone la introducción de 300,000 calentadores solares en
reemplazo de calentadores eléctricos, equivalente al 50% del parque de termas
eléctricas existentes en el Perú. Esta medida traería aparejada un ahorro importante
de 3,499 TJ/año (972 GWh/año). Es necesario resaltar que la fabricación de termas
solares es intensiva en mano de obra. Ver Cuadro N° 1.6 .64.
Cuadro N° 1.6.64: Ahorros con Proyecto de Sustituci ón de 300,000
Calentadores (Termas) Eléctricas por Solares
CONCEPTO
Cantidad de Termas
1. Reducción de la demanda (MW) (1/.)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000
15
30
45
60
75
90
30
30
30
30
30
30
30
30
30
162
324
486
648
810
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
583
1,166
1,750
2,333
2,916
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
19
39
58
78
97
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
87,480 174,960 262,440 349,920 437,400 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
1
3
4
5
7
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
7. Inversiones netas requeridas (Millones de US$)
40
40
40
40
40
40
1/. Reducción de la demanda en horas punta del SEIN (18:00 a 20:00 horas), se estima que un 20% de las termas estaría operando en horas punta.
CONCEPTO
Cantidad de Termas
1. Reducción de la demanda (MW) (1/.)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
7. Inversiones netas requeridas (Millones de US$)
1/. Reducción de la demanda en horas punta del SEIN (18:00 a 20:00 horas), se estima que un 20% de las termas estaría operando en horas punta.
Fuente: Elaboración propia.
Proyecto de Sustitución de Cocinas Tradicionales por Mejoradas
Si reemplazamos un millón de cocinas tradicionales por mejoradas, podríamos
lograr ahorros anuales que ascenderían a 16,535 TJ por año, es decir 11.7% del
total del sector residencial y reducir US$ 36 millones en gastos equivalentes a la
compra o recolección de leña.
Adicionalmente, se dejaría de deforestar millones de árboles anualmente y las
emisiones de CO2 equivalente podrían comercializarse en el mercado voluntario
para financiar parte de este programa. Este es un proyecto que generará una gran
cantidad de mano de obra durante por lo menos 5 años. Ver Cuadro N° 1.6.65.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 395
Cuadro N° 1.6.65: Ahorros con Programa de Sustituci ón de Cocinas
Tradicionales por Mejoradas Eficientes
CONCEPTO
1. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2012
1,653
2013
3,307
2014
6,614
2. Ahorros de leña (Millones de US$)
3. Reducción emisiones (TM CO2/año)
4
181,273
7
362,545
14
25
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
725,091 1,268,909 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727
4. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$) (1/.)
2015
11,574
2016
16,535
2017
16,535
0.5
1.1
2.2
3.8
5.4
5. Inversiones netas requeridas (Millones de US$)
5
1/. Para vender en el mercado voluntario US$ 3/TM de C02
5
10
15
15
2030
16,535
2031
16,535
CONCEPTO
1. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2. Ahorros de leña (Millones de US$)
3. Reducción emisiones (TM CO2/año)
2027
16,535
2028
16,535
2029
16,535
2018
16,535
5.4
2019
16,535
5.4
2032
16,535
2020
16,535
5.4
2033
16,535
2021
16,535
5.4
2034
16,535
5.4
2035
16,535
2022
16,535
5.4
2036
16,535
2023
16,535
5.4
2037
16,535
2024
16,535
2025
16,535
5.4
2038
16,535
2026
16,535
5.4
5.4
2039
16,535
2040
16,535
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727 1,812,727
4. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$) (1/.)
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5. Inversiones netas requeridas (Millones de US$)
1/. Para vender en el mercado voluntario US$ 3/TM de C02
Fuente: Elaboración propia.
1.6.3.13.3.
Programas Sectoriales: Sector Productivo y de Servicios
Sustitución de Motores Convencionales por Eficientes
El consumo se podría reducir de manera importante a través de un programa de
sustitución de 90,000 motores por otros más eficientes en el sector industrial y
minero en tres etapas, que se pagarían con los propios ahorros generados en
menos de 5 años y reduciría la demanda en aproximadamente 100 MW por cada
etapa haciendo un total de 302 MW al final del periodo de estudio 2040, tal como se
puede observar en el Cuadro N° 1.6.66.
A esto hay que sumarle la posibilidad de complementar esta medida, con la
promoción del uso de variadores de velocidad en ese segmento de consumo. Se
estima que en el Perú en el 2010 en el sector industrial y minero se encontraban
operando aproximadamente 100,000 motores con potencias entre 0 y 50 HP.
Para este programa se propone sustituir aproximadamente el 30% en cada etapa;
se asume que al final del periodo se cubrirán en las tres etapas el 90% del total;
asimismo, por la aplicación de la norma ISO 50001 y otras normas internacionales
asociadas a los TLC suscritos con diversos países de Europa, Asia y América, el
parque de motores deberá tener estándares mínimos de eficiencia; a esto se debe
agregar otras exigencias ambientales como huella de carbono, posibilidad de aplicar
a los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL), y otras que pudieran darse en el
futuro.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 396
Cuadro N° 1.6.66: Ahorros con el Proyecto de Sustit ución de 90,000 Motores
Eléctricos
CONCEPTO
1. Reducción de la demanda (MW)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2012
20
70
254
2013
40
141
508
2014
60
211
761
2015
81
282
1,015
2016
101
352
1,269
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
5
38,068
10
15
20
25
25
25
25
25
30
35
39
44
49
49
76,137 114,205 152,274 190,342 190,342 190,342 190,342 190,342 228,410 266,479 304,547 342,615 380,684 380,684
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
0.6
1.1
1.7
2.3
2.9
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
12
12
12
12
15.5
CONCEPTO
1. Reducción de la demanda (MW)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2027
201
705
2,538
2029
201
705
2,538
2030
201
705
2,538
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
2028
201
705
2,538
2017
101
352
1,269
2018
101
352
1,269
2.9
2031
222
775
2,792
2019
101
352
1,269
2.9
2032
242
846
3,045
2020
101
352
1,269
2.9
2033
262
916
3,299
2.9
2034
282
987
3,553
2021
121
423
1,523
2022
141
493
1,777
2023
161
564
2,030
2024
181
634
2,284
2025
201
705
2,538
3.4
4.0
4.6
5.1
5.7
12
12
12
12
15.5
2035
302
1,057
3,807
2036
302
1,057
3,807
2037
302
1,057
3,807
2038
302
1,057
3,807
2039
302
1,057
3,807
2026
201
705
2,538
5.7
2040
302
1,057
3,807
49
49
49
49
54
59
64
69
74
74
74
74
74
74
380,684 380,684 380,684 380,684 418,752 456,821 494,889 532,957 571,026 571,026 571,026 571,026 571,026 571,026
5.7
5.7
5.7
5.7
6.3
6.9
7.4
8.0
8.6
12
12
12
12
15.5
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
8.6
8.6
8.6
8.6
8.6
Fuente: Elaboración propia.
Optimización y Modernización Calderas
Según referencias de expertos del área térmica, podría lograrse un incremento
mínimo del 2% de la eficiencia sólo a través de la mejora de las buenas prácticas de
la operación que se puede obtener con medidas de baja inversión como la
capacitación periódica y certificación del personal que opera estos equipos.
Otras medidas con las que se pueden obtener ahorros importantes son el control de
exceso de aire (3%), las purgas automáticas (1%) y la utilización de los
economizadores (principalmente en los calderos que funcionan con gas natural). Se
ha realizado una estimación de los ahorros alcanzables si estas medidas se
aplicaran al 60 % de calderas del país, así como las inversiones necesarias, lo que
se puede observar en el Cuadro N° 1.6.67.
Para dichos cálculos se han considerado que en el año 2010 había 2041 calderas
en el sector productivo y 514 en el sector servicios. Para el sector productivo se ha
considerado como potencia promedio 500 BHP según datos del “Estudio costoefectividad para la implementación de LMP en calderas” (CONAM, 2004) y para el
sector servicios, se ha estimado una potencia promedio de 100 BHP. Se ha asumido
que las mejoras se pueden llevar a cabo en el 60% de las calderas
(aproximadamente 1.500), se estima que un 50% de calderas usan petróleo
industrial y el otro 50% usan gas natural.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 397
Cuadro N° 1.6.67: Ahorros con el Proyecto de Calder as Industriales
CONCEPTO
1. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2. Ahorros combustible (Millones de US$)
3. Reducción emisiones (TM CO2/año)
2012
2,297
2013
4,414
2014
6,537
2015
8,751
2016
8,751
2017
8,751
2018
8,751
2019
8,751
2020
8,751
2021
8,751
2022
8,751
2023
8,751
2024
8,751
2025
8,751
2026
8,751
27
54
81
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
163,629 327,258 491,327 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632
4. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
2.5
4.9
7.4
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
5. Inversiones requeridas (Millones de US$)
7.4
7.3
5.3
5.4
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
2028
8,751
2029
8,751
2030
8,751
CONCEPTO
1. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2027
8,751
2. Ahorros combustible (Millones de US$)
3. Reducción emisiones (TM CO2/año)
2031
8,751
2032
8,751
2033
8,751
2034
8,751
2035
8,751
2036
8,751
2037
8,751
2038
8,751
2039
8,751
2040
8,751
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
108
662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632 662,632
4. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
9.9
5. Inversiones requeridas (Millones de US$)
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
Fuente: Elaboración propia.
Iluminación
Otro aspecto no menos importante que se puede implementar en el sector
productivo y principalmente en el comercial, es la modernización y mejoramiento de
la eficiencia de sus sistemas de iluminación. Una estimación de los ahorros que se
pueden lograr con este tipo de proyectos se muestra en el Cuadro N° 1.6.68, tanto
en la reducción de la demanda como de la energía.
Cuadro N° 1.6.68: Ahorros con el Proyecto de Ilumin ación Eficiente en el
Sector Productivo y de Servicios
CONCEPTO
1. Reducción de la demanda (MW)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros de energía (TJ/año)
2012
27
170
614
2013
70
427
1,539
2014
95
511
1,841
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
13
31
38
38
38
38
38
38
38
38
38
38
38
38
38
97,799 231,633 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
1.4
3.5
4.2
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
5.4
10.8
4.1
CONCEPTO
1. Reducción de la demanda (MW)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros de energía (TJ/año)
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
2027
95
511
1,841
2028
95
511
1,841
2015
95
511
1,841
2016
95
511
1,841
4.2
2029
95
511
1,841
2017
95
511
1,841
4.2
2030
95
511
1,841
2018
95
511
1,841
4.2
2031
95
511
1,841
2019
95
511
1,841
4.2
2032
95
511
1,841
2020
95
511
1,841
4.2
2033
95
511
1,841
2021
95
511
1,841
4.2
2034
95
511
1,841
4.2
2035
95
511
1,841
2022
95
511
1,841
4.2
2036
95
511
1,841
2023
95
511
1,841
2024
95
511
1,841
4.2
2037
95
511
1,841
4.2
2038
95
511
1,841
2025
95
511
1,841
4.2
2039
95
511
1,841
2026
95
511
1,841
4.2
2040
95
511
1,841
38
38
38
38
38
38
38
38
38
38
38
38
38
38
278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528 278,528
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
4.2
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia.
Cogeneración
Los ahorros estimados por la implementación de un programa de cogeneración de
196 MW son tan importantes, que las inversiones se pagan antes de los 6 años
como se puede ver en el Cuadro N° 1.6.69 si la mejor a se realizara sin cambiar de
combustible, trayendo beneficios por el ahorro de la energía primaria y por la
generación adicional de energía eléctrica que aliviaría la demanda.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 398
El mencionado cuadro se construyó considerando que los equipos se convierten a
cogeneradores funcionando con residual 500, sin considerar el potencial cambio a
gas natural, que reduciría sustancialmente el costo de la adquisición de combustible;
los ingresos por la venta de bonos de carbono serían mayores (ya que emitiría
menos) y las inversiones se recuperarían en un tiempo menor. En el estudio del
Proyecto ALURE-MEM se calculó que si se utilizara gas natural el repago se
produciría en 2.3 años en promedio en el sector industrial y 3.7 años en el sector
minero metalúrgico. Para el presente estudio se ha considerado que sólo el 50% de
los proyectos logran demostrar la adicionalidad y por lo tanto acceder a los
beneficios de los certificados de carbono.
Es necesario señalar, que en los 10 complejos azucareros del país, también existe
un potencial adicional de cogeneración que puede exportar 55 MW eléctricos al
sistema nacional y que podrían implementarse en un plazo de 3 a 4 años.
Con ambos proyectos se podría alcanzar 250 MW eléctricos.
En el Estudio sobre Uso y Producción Eficiente de Energía en el Perú, realizado por
ECONOLER INTERNACIONAL (2003), se estima que el ahorro potencial que podría
obtenerse en el sector industrial asciende a 34,382 TJ/año equivalente a 5.6
millones de barriles de petróleo. En el mismo documento se estima que para lograr
estos ahorros se requiere inversiones de US$ 1,500 millones, que se pagarían en
menos de 3 años. El 70% de estos ahorros serían en combustibles y el 30% en
electricidad. Los 34,382 TJ/año de ahorro determinados por ECONOLER en el
2003, comparados con el consumo del sector industrial del año 2010 representarían
aproximadamente el 23%.
Cuadro N° 1.6.69: Ahorros con el Programa de Cogene ración
CONCEPTO
1. Reducción de la demanda (MW)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorro energía (TJ/año)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
20
40
80
160
196
196
196
196
196
196
196
196
196
196
196
169
337
675
1349
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
607
1214
2429
4858
5950
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
4. Ahorros en combustibles (Millones de US$)
8
15
30
60
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
5. Ingresos por venta electricidad (Millones de US$)
6
12
24
48
59
59
59
59
59
59
59
59
59
59
59
6. Ahorros e ingresos por ser cogenerador (Millones de US$)
7. Reducción emisiones (TM CO2/año)
8. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
14
27
54
108
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
46,996 93,993 187,986 375,971 460,565 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592
0.35
0.7
1.41
2.82
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
9. Inversiones requeridas (Millones de US$)
30
30
60
120
54
(1) Estimaciones basadas en el Estudio Potencial Nacional de Cogeneración Utilizando Gas Natural. Programa Alure. MINEM. 1999
CONCEPTO
1. Reducción de la demanda (MW)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorro energía (TJ/año)
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
196
196
196
196
196
196
196
196
196
196
196
196
196
196
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
1653
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
5951
4. Ahorros en combustibles (Millones de US$)
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
74
5. Ingresos por venta electricidad (Millones de US$)
59
59
59
59
59
59
59
59
59
59
59
59
59
59
6. Ahorros e ingresos por ser cogenerador (Millones de US$)
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
7. Reducción emisiones (TM CO2/año)
460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592 460,592
8. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
3.45
9. Inversiones requeridas (Millones de US$)
(1) Estimaciones basadas en el Estudio Potencial Nacional de Cogeneración Utilizando Gas Natural. Programa Alure. MINEM. 1999
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 399
1.6.3.13.4.
Programas Sectoriales: Sector Público
Según el BNE 2010 proyectado, el consumo del sector público ascendió a 8,908 TJ
(1.44% del consumo final nacional) habiéndose disminuido la intensidad energética
de este sector a menos del 50% en el período 1995-2007. Esto se debe a que en
ese período se redujo el uso de energéticos desde 14,756 TJ hasta sus valores
actuales, lo que muestra que la eficiencia energética ha mejorado sustancialmente,
debido a que se han venido restringiendo los gastos de servicios en las entidades
del Estado, que los ha obligado a reducir continuamente sus consumos de energía.
1. El Estado ha reducido su consumo energético real en más del 50% con respecto
a 1999, pero puede continuar realizando acciones de optimización para mejorar
su eficiencia.
2. En este sector es importante incidir en el concepto de la modernización
energética del Estado, ya que adecuadamente promovido tendrá un efecto
multiplicador en el sector privado, por cuanto el Estado dará las señales de
ejemplo.
3. Es importante realizar una acción de concientización permanente del personal
del Estado, que muchas veces no pone atención al uso racional de este recurso,
por cuanto los pagos no provienen de su peculio personal.
4. Si bien es cierto el establecimiento de los Comités de Ahorro de Energía son
beneficiosos como parte de los programas internos que realice cada institución,
en este Plan de Eficiencia Energética se plantea la utilización de Decretos
Supremos como un medio de implementación de estas medidas y que las
oficinas de control interno vigilen el cumplimiento de dichas disposiciones
administrativas, según lo establece el Reglamento de la Ley de Promoción del
Uso Eficiente de la Energía (RLUEE).
Esto permitirá el uso eficiente de la energía entre los trabajadores y que la
adquisición de los nuevos equipos se realice considerando estándares de
eficiencia, en especial para los equipos de iluminación, calderas, motores, aire
acondicionado y vehículos. Un equipo importante a considerar son las
computadoras, cuyos dispositivos de ahorro de energía se utilizan aún de
manera limitada.
5. El Estado es uno de los mayores constructores de edificios y obras públicas,
para los cuales debería establecerse normas de eficiencia que deberán
considerarse en su ejecución, ya que tendrá un efecto multiplicador en el sector
privado. Por otro lado, es importante que los equipos con los que entreguen
estas obras sean eficientes desde un inicio (focos ahorradores, termas solares o
a gas, entre otros), con lo que se favorecería su promoción pero también el
comprador del inmueble tendría más dinero para pagar sus cuotas de
cancelación.
6. Es importante viabilizar nuevos esquemas contractuales, para que el Estado
pueda realizar contratos por desempeño a fin de que las Empresas de Servicios
de Eficiencia Energética (EMSEs), realicen trabajos de mejora de la eficiencia en
el sector público, sin costos para el Estado, ya que estos se financiarán con los
propios ahorros que se generen.
7. Es importante realizar programas de eficiencia en entidades representativas que
tengan gran capacidad de organización y disciplina como las fuerzas armadas o
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 400
que tengan posibilidad de incrementar sus utilidades como las entidades
empresariales (p.e. FONAFE) o financieras (COFIDE, Banco de la Nación) que
pertenecen al Estado o con gran conocimiento académico, como son las
universidades e institutos tecnológicos.
8. El Perú es uno de los 4 países con mayor radiación solar en América y debe
utilizar al máximo este recurso, en las construcciones estatales que realiza.
Proyecto de Iluminación Eficiente en el Sector Público
El Gobierno peruano ha dispuesto una serie de medidas para ahorrar energía en el
sector público.
Mediante el Decreto Supremo Nº 034-2008-EM del 18 de junio de 2008, el Ejecutivo
dispone que en la medida que se vaya cumpliendo la vida útil de los equipos de
iluminación actualmente en uso, se proceda a reemplazar las lámparas
fluorescentes T12 por T8.
Además, se reemplazarán los balastos (arrancadores) electromagnéticos para
fluorescentes por balastos electrónicos. La disposición precisa que los equipos que
adquieran las entidades del sector público deberán contar con la etiqueta de
eficiencia energética correspondiente.
La propuesta de cambio de lámparas considera la evaluación del mercado de
lámparas existentes y los impactos de los cambios propuestos.
Se estima que en el sector público se pueden sustituir 1 millón de puntos de luz con
fluorescentes T8, balastros electrónicos y focos ahorradores, lo que generaría una
reducción de la demanda de 6.3 MW y 27 GWh/año de consumo y una reducción de
la facturación de aproximadamente 7 millones de soles anuales, como puede verse
en el Cuadro N° 1.6.70.
Cuadro N° 1.6.70: Ahorros con Proyecto de Iluminaci ón Eficiente en el Sector
Público
CONCEPTO
1. Ahorro Energía Iluminación (Miles de TJ)
2. Ahorro de Energía (GWh/año)
3. Reducción demanda (MW)
4. Reducción emisiones (TM CO2/año)
5. Ahorros económicos anuales (Millones de US$)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
0.05
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
13
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
3
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6,904 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459
1.06
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
6. Ingresos por certificados carbono (Millones de US$)
0.1
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
0.9
1.8
CONCEPTO
1. Ahorro Energía Iluminación (Miles de TJ)
2. Ahorro de Energía (GWh/año)
3. Reducción demanda (MW)
4. Reducción emisiones (TM CO2/año)
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
27
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459 14,459
5. Ahorros económicos anuales (Millones de US$)
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
2.22
6. Ingresos por certificados carbono (Millones de US$)
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 401
Proyecto de Iluminación Eficiente en el Sector Comercial
Utilización de lámparas de mayor eficiencia - Cambio de lámparas fluorescentes T12
y T8 por fluorescentes T5 de 28 W (2 millones).
La propuesta de cambio de lámparas considera la evaluación del mercado de
lámparas existentes y los impactos de los cambios propuestos.
De acuerdo a equivalencias de flujo luminoso se propone la sustitución de
fluorescentes de 40 W y 36 W por T5 de 28 W con balasto electrónico de bajo
consumo (2 W).
Cuadro N° 1.6.71: Cálculo del Potencial de Fluoresc entesT12-T8 que pueden
ser Remplazados por Lámparas Fluorescentes T5 de 28W – Sector Comercial
Total de fluorescentes T12-T8 existentes en sector comercial a nivel
nacional
Porcentaje cubierto por la medida (%)
Total de Fluorescentes a reemplazar
Reducción de Potencia en Horas Punta (kW) al final del programa
Ahorro de Energía Anual (MWh) al final del programa
Tiempo de Implementación del Programa (Años)
Número de Fluorescentes T12 de 40 W a Reemplazar (unidades)
Número de Fluorescentes T8 de 36 W a Reemplazar (unidades)
Costo unitario Luminaria con Fluorescente T5 de 28 W balasto
electrónico (US$)
Costo unitario Luminaria con Fluorescente T5 de 2x28 W balasto
electrónico (US$)
Inversión Total en Lámparas Fluorescentes Compactas (Millones de
US$)
Costo de ahorro de energía por año (Millones de US$)
Inversión desplazada Generación + Transmisión + Distribución (Millones
US$)
Inversión desplazada Generación (Millones de US$)
2,000,000
90%
1,800,000
25,344
39,537
5,00
1,080,000
720,000
30,00
46,00
65,52
4,35
50,69
12,67
Evaluación Económica
De la evaluación preliminar se estima una reducción aproximada de 25,34 MW y
39,537 MWh/mes.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 402
Cuadro N° 1.6.72: Ahorros con Proyecto de Iluminaci ón Eficiente con
Fluorescente T5 en el Sector Comercial
CONCEPTO
1. Ahorro Energía Iluminación (Miles de TJ)
2. Ahorro de Energía (GWh/año)
3. Reducción demanda (MW)
4. Reducción emisiones (TM CO2/año)
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
0.04 0.07 0.11 0.14 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18
10
20
30
40
49
49
49
49
49
49
49
49
49
49
49
5
10
15
20
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
19,215 38,430 57,644 76,859 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074
5. Ahorros económicos anuales (Millones de US$)
0.99
1.98
2.97
3.95
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
6. Ingresos por certificados carbono (Millonse de US$)
0.29
0.58
0.86
1.15
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
15
15
15
15
15
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
CONCEPTO
1. Ahorro Energía Iluminación (Miles de TJ)
2. Ahorro de Energía (GWh/año)
3. Reducción demanda (MW)
4. Reducción emisiones (TM CO2/año)
2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18
49
49
49
49
49
49
49
49
49
49
49
49
49
49
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074 96,074
5. Ahorros económicos anuales (Millones de US$)
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
4.94
6. Ingresos por certificados carbono (Millonse de US$)
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
1.44
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
Fuente: Elaboración propia.
Para motivar el desarrollo exitoso de este programa se deberá asignar un fondo
para la campaña de sensibilización, la cual permita la correcta difusión de todos los
beneficios que ofrecerá el programa. Asimismo se deberá estudiar un bono de
apoyo que cubra el 20% del costo de adquisición para los usuarios pertenecientes a
Pymes, con énfasis en provincias. El programa deberá ser financiado por el Estado,
para lo cual se deberá crear un Fondo de Promoción a la Eficiencia Energética (o
similar).
1.6.3.13.5.
Programas Sectoriales: Sector Transporte
En este sector en el año 2009, según el Balance Nacional de Energía, el consumo
final en el sector transportes ascendió a 239,243 TJ. Según el mismo documento la
intensidad energética relativa del sector transporte se redujo en 20% con respecto al
año 1995.
Más del 80% de este consumo se destina al transporte terrestre, por lo que es en
este sector de consumo, en el que deben realizarse principalmente las acciones
para mejorar su eficiencia energética.
En los estudios realizados por la Cooperación Japonesa (JICA) se estima que si la
ciudad sigue creciendo en forma desordenada, aumenta la motorización y no mejora
el transporte público y la circulación; en el año 2010 el tiempo de un viaje promedio
es de 56 minutos, la velocidad media de los desplazamientos se reduciría de 17
kilómetros por hora a 14 kilómetros por hora. Esto significa que el tiempo de ida y
vuelta subiría a 112 minutos, lo que significa un tiempo adicional de 38 minutos con
respecto a 1989, con el consiguiente sobreconsumo para el país. Es muy probable
que desde que se realizó ese estudio, el tiempo de viaje se acerque a la predicción
realizada, no sólo por los factores mencionados anteriormente, sino también por la
reparación simultánea de vías que hoy se están realizando en todos los distritos.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 403
Proyecto de Conducción Racional y Eficiente
Implantar las técnicas de conducción racional y eficiente tanto para nuevos
conductores como para conductores expertos de vehículos turismo.
La medida incluye un conjunto de actuaciones orientadas a difundir las técnicas de
la “conducción eficiente” a todos los conductores de vehículos turismo; tanto a
nuevos conductores, a través del sistema de enseñanza para la obtención del
permiso de conducción, como a conductores expertos, mediante cursos prácticos.
La medida contempla, también, la progresiva instalación de ordenadores de a bordo,
con control de velocidad de crucero y medidor de consumo, en todos los vehículos
turismos nuevos, principalmente mediante acuerdos voluntarios con los fabricantes.
Para mejorar la eficiencia del sector transporte, otros países han desarrollado
proyectos de manejo eficiente, cuyo grupo objetivo no sólo son las empresas de
transportes interprovincial, de carga y urbano, sino los taxistas y la población en
general, obteniéndose ahorros aproximados al 20%; se tiene como objetivo que al
final del periodo al menos un 50% de los conductores puedan lograr un hábito de
consumo eficiente.
Dentro de este esfuerzo también se debe considerar una campaña de
concienciación a nivel de la población (transporte privado), la formación de
mecánicos calificados y la certificación de talleres de mantenimiento y de revisión
vehicular. En el Cuadro 1.6.73 se puede ver la estimación de los ahorros que se
pueden conseguir con este proyecto a nivel nacional, los que ascienden a US$ 426
millones /año en promedio para los próximos 30 años.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 404
Cuadro N° 1.6.73: Ahorros de Energía en Sector Tran sporte
CONCEPTO
1. Ahorros energía por conducción eficiente
(Miles de TJ/año)
2. Ahorros por sustitución con vehículos
eficientes/híbridos (Miles de TJ/año)
Total ahorro energía (Miles de TJ/año)
3. Ahorro económicos por conducción eficiente
(Millones de US$)
4. Ahorro económicos por sustitución con
vehículos eficientes/híbridos (Millones de US$)
Total ahorro económico (Millones de US$)
5. Reducción emisiones por conducción
eficiente (Miles de Ton CO2/año)
6. Reducción emisiones por sustitución de
vehículos eficientes/híbridos (Miles de Ton
Total reducción emisiones (Miles de Ton
C02/año)
CONCEPTO
1. Ahorros energía por conducción eficiente
(Miles de TJ/año)
2. Ahorros por sustitución con vehículos
eficientes/híbridos (Miles de TJ/año)
Total ahorro energía (Miles de TJ/año)
3. Ahorro económicos por conducción eficiente
(Millones de US$)
4. Ahorro económicos por sustitución con
vehículos eficientes/híbridos (Millones de US$)
Total ahorro económico (Millones de US$)
5. Reducción emisiones por conducción
eficiente (Miles de Ton CO2/año)
6. Reducción emisiones por sustitución de
vehículos eficientes/híbridos (Miles de Ton
Total reducción emisiones (Miles de Ton
C02/año)
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
1.2
2.4
3.8
5.2
6.8
8.5
10.2
12.2
14.3
16.4
16.9
17.4
17.9
18.5
19.0
0
1.2
0.3
2.7
0.3
4.1
0.7
5.9
1
7.8
1.2
9.7
1.5
11.7
1.8
14
2.4
16.7
3
19.4
2.7
19.6
3.3
20.7
3.9
21.8
4.5
23.0
5.1
24.1
28
59
92
128
167
208
251
299
350
402
414
426
439
452
466
0
28
13
72
13
105
28
156
37
204
46
254
57
308
69
368
90
440
114
516
105
518
125
551
147
586
171
623
196
662
85
170
269
368
481
601
721
863 1,011 1,160 1,195 1,231 1,268 1,306 1,345
0
21
21
50
71
85
106
127
85
191
290
417
552
686
828
990 1,181 1,372 1,386 1,464 1,543 1,624 1,705
170
212
191
233
276
318
361
2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
19.6
20.2
20.8
21.4
22.0
22.7
23.4
24.1
24.8
25.6
26.3
27.1
27.9
28.8
5.9
25.5
6.6
26.8
7.5
28.3
8.4
29.8
9.2
31.2
10.1
32.8
11
34.4
11.9
36.0
12.3
37.1
12.7
38.3
13
39.3
14.1
41.2
14.6
42.5
15
43.8
480
494
509
524
540
556
573
590
608
626
645
664
684
705
223
703
253
747
285
794
319
843
350
890
383
939
418 454 468 482 497 538 555 571
991 1,044 1,076 1,108 1,141 1,203 1,239 1,276
1,385 1,427 1,469 1,514 1,559 1,606 1,654 1,703 1,755 1,807 1,861 1,917 1,975 2,034
417
467
530
594
651
714
778
842
870
898
919
997 1,033 1,061
1,802 1,893 2,000 2,108 2,210 2,320 2,432 2,545 2,625 2,705 2,781 2,915 3,007 3,095
Fuente: Elaboración propia.
Proyecto Sustitución de Autos con Motor de Combustión por Autos Híbridos y
Eléctricos
Autos Híbridos:
Se propone en el Plan de Eficiencia Energética 2012-2040 la sustitución progresiva
de autos con motor de combustión por coches híbridos, con un doble propósito:
reducir los niveles elevados de contaminación en la ciudad de Lima y en otras
ciudades importantes del Perú y ahorrar combustibles líquidos, a ser
complementados parcialmente por energía eléctrica.
La medida pretende conseguir una adecuada renovación de las flotas de autos
particulares y taxis en Lima Metropolitana y otras ciudades importantes del Perú, y
así aumentar la eficiencia en el uso de combustibles en este sector. En las acciones
del l Plan (ver numeral 1.6.3.3), se proponen actuaciones de promoción y formación,
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
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Pág. 405
el desarrollo de sistemas de información sobre consumo de combustible, así como
estudios y auditorias de muestras de vehículos.
La medida está orientada a modernizar los vehículos de alquiler y particulares con
criterios de adecuación de las prestaciones de los vehículos a las necesidades
operacionales. Ver estimación de ahorros en el Cuadro N° 1.6.73 – Ítem 2, 4 y 6.
La puesta en circulación de estos vehículos híbridos en lugar de los coches
impulsados por gasolina y petróleo DB2, supondrá un gran ahorro energético.
Exactamente, según los cálculos del Ministerio, evitará la emisión de 0.449
millones de toneladas de CO2 cada año y supondrá un ahorro energético anual
equivalente a 184,000 TJ/año de combustible.
En el proyecto de sustitución de autos eficientes híbridos considera un ahorro
económico de US$ 7,006 millones acumulado acumulado para el periodo (2013 a
2040), tal como se observa en el Cuadro N° 1.6.73.
Autos Eléctricos:
Para fomentar la compra y utilización de este tipo de vehículos, el Gobierno debe
poner en marcha el proyecto “Coche eléctrico” que implica la colocación de puntos
de recarga en las ciudades y las ayudas a la compra de estos coches. La
concreción del proyecto implicará la reducción de emisiones de GEI en 1.21
millones de toneladas de CO2 equivalente cada año.
El proyecto en sus primeros años será un "proyecto piloto de movilidad eléctrica",
que permitirá introducir los coches eléctricos de una manera paulatina y ordenada.
El objetivo es demostrar que estos coches son una buena alternativa a los vehículos
de motor de combustión dentro de las ciudades. Para ello, en un plazo de tres años
(2013 a 2015 inc.) se estarán introduciendo 2.100 vehículos eléctricos de diversas
tecnologías, categorías y prestaciones. El Ministerio de Energía y Minas pretende
instalar durante este periodo unos 500 puntos de recarga de energía para estos
vehículos.
La puesta en circulación de estos 2,100 vehículos eléctricos en lugar de los coches
impulsados por gasolina y petróleo DB2, supondrá un importante ahorro energético.
Según los cálculos del Ministerio, supondrá un ahorro energético anual equivalente
a más de 1,714 galones de combustible diario.
En el proyecto se estima una inversión acumulada para el periodo (2012 a 2040) de
US$ 16,895 millones. Este monto considera la inversión neta diferencial en los
vehículos y el costo anual de las campañas de promoción y difusión de sustitución
de autos eléctricos y eficientes híbridos de US$ 3 millones, y de US$ 84 millones,
acumulada para el periodo (2013 a 2040). El ahorro económico estimado es de US$
23,644 millones, tal como se observa en el Cuadro N° 1.6.74.
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Cuadro N° 1.6.74: Sustitución de Autos con Motores de Combustión por Autos
Eléctricos
CONCEPTO
1. Total vehículos ligeros (Miles)
2. Porcentaje de sustitución
2012
1,219
2013
1,297
2014
1,375
0.1%
0.7
1.5
4.6
16.1
33.8
53.4
0.045
-
0.045
-
0.045
31
0.045
65
0.045
204
0.045
716
0.045
1,506
0.045
2,378
-
-
1
3
10
34
71
112
-
-
2
5
14
50
105
9
15
40
99
206
3. Cantidad de vehículos eléctricos (Miles)
4. Ahorro por cada tipo de vehículo (TJ/año)
5.Total ahorro energía (TJ/año)
5. Ahorro económicos por sustitución de
coches eléctricos (Millones de US$)
6. Reducción emisiones por sustitución de
coches eléctricos (Miles de TM CO2/año)
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
CONCEPTO
1. Total vehículos ligeros (Miles)
2. Porcentaje de sustitución
3
2015
1,453
0.1%
2016
1,530
0.3%
2017
1,608
1.0%
2018
1,692
2.0%
2019
1,781
3.0%
2020
1,876
4.0%
2021
1,971
5.0%
2022
2,071
7.0%
2023
2,165
8.0%
2024
2,262
9.0%
2025
2,364
10.0%
2026
2,470
11.0%
75.0
98.6
145.0
173.2
203.6
236.4
271.7
0.045
3,338
0.045
4,386
0.032
4,597
0.032
5,490
0.032
6,454
0.032
7,493
0.032
8,614
157
206
304
363
426
495
569
166
233
306
321
383
450
523
601
324
453
594
728
869
1,021
1,185
1,362
2027
2,581
12.0%
2028
2,698
13.0%
2029
2,819
14.0%
2030
2,946
15.0%
2031
3,034
16.0%
2032
3,125
18.0%
2033
3,219
20.0%
2034
3,316
22.0%
2035
3,415
24.0%
2036
3,517
26.0%
2037
3,623
27.0%
2038
3,732
28.0%
2039
3,844
29.0%
2040
3,959
30.0%
3. Cantidad de vehículos eléctricos (Miles)
309.8
351
395
442
485
563
644
729
820
915
978
1,045
1,115
1,188
4. Ahorro por cada tipo de vehículo (TJ/año)
5.Total ahorro energía (TJ/año)
0.032 0.032 0.032 0.032 0.032 0.032 0.032 0.032 0.032 0.032 0.032 0.032 0.032 0.032
9,820 11,117 12,510 14,007 15,389 17,832 20,408 23,122 25,981 28,991 31,009 33,122 35,334 37,649
5. Ahorro económicos por sustitución de
coches eléctricos (Millones de US$)
6. Reducción emisiones por sustitución de
coches eléctricos (Miles de TM CO2/año)
7. Inversiones requeridas (Millones de US$)
649
734
826
925
1,017
1,178
1,348
1,527
1,716
1,915
2,048
2,188
2,334
2,487
685
776
873
977
1,074
1,244
1,424
1,613
1,813
2,023
2,164
2,311
2,466
2,627
1,242
1,406
1,582
887
974
1,128
1,291
1,462
3
3
3
3
3
3
Fuente: Elaboración propia.
1.6.3.13.6.
A.
B.
C.
D.
E.
F.
G.
H.
I.
J.
Otros Programas Sectoriales
Sustitución de Monitores CRT (Cathode Ray Tube) por Monitores (Liquid
Crystal Display) LCD.
Sustitución de Refrigeradoras existentes por modernas de alta eficiencia (al
final de su vida útil).
Implementación de Timer o interruptores horarios en Refrigeradoras.
Implementación de Timer o interruptores horarios en Termas Eléctricas.
Mejora de la eficiencia energética de las instalaciones actuales de alumbrado
público exterior. El objeto de esta medida es fomentar la sustitución de los
equipamientos existentes del alumbrado público exterior, basados en
tecnologías obsoletas, por otras actuales y más eficientes.
Promover la construcción de nuevos edificios y la rehabilitación de existentes
con alta calificación energética.
Renovación de Flotas de Transporte por Carretera. Introducir vehículos más
eficientes en las flotas de transporte colectivo de pasajeros y de mercancías.
Gestión de Infraestructuras de Transporte. Mejorar la gestión de las
infraestructuras de transporte existentes con el fin de conseguir una mayor
eficiencia energética en el uso de los medios, tanto en el transporte de
pasajeros como de mercancías.
Gestión de Flotas de Transporte por Carretera. Mejorar la gestión de flotas de
transporte por carretera para conseguir reducir el consumo específico por
tonelada o viajero transportado.
Renovación de Flota Marítima. Introducir barcos más eficientes en las
compañías de transporte marítimo, mediante acuerdos con los operadores
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 407
con el fin de estudiar los potenciales de reducción de consumo y costos de
una adecuada renovación de flota.
1.6.3.14. Reducción de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI)
El volumen de reducción de emisiones de GEI en toneladas de CO2equiv. resultantes
del plan de eficiencia energética se ha cuantificado sobre la base de la reducción de
los consumo de energía en cada uno de los sectores de consumo, es decir:
residencial, comercial, productivo, público y transporte; para lo cual se han
considerado los factores de emisiones por tipo de energético en cada sector. Los
resultados de este cálculo se presentan en el cuadro siguiente:
Cuadro N° 1.6.75: Reducción de Emisiones de GEI
SECTORES /AÑO
TOTAL EMISIONES GEI - PERÚ (X1000 TM
CO2/año)
Reducción emisiones (X1000 TM
CO2/año)
PORCENTAJE REDUCCION POR EE
SECTORES /AÑO
TOTAL EMISIONES GEI - PERÚ (X1000 TM
CO2/año)
Reducción emisiones (X1000 TM
CO2/año)
PORCENTAJE REDUCCION POR EE
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
155,883 159,837 163,790 167,743 171,696 175,649 179,602 183,555 187,508 191,890 196,273 200,655 205,037 209,420 213,802
896
1,838
2,858
4,125
5,336
5,614
5,818
6,052
6,301
7,499
7,624
7,810
8,004
8,208
10,047
0.6%
1.2%
1.7%
2.5%
3.1%
3.2%
3.2%
3.3%
3.4%
3.9%
3.9%
3.9%
3.9%
3.9%
4.7%
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
218,185 222,567 226,950 231,332 235,714 240,097 244,479 248,862 253,244 257,626 262,009 266,391 270,774 275,156
10,257
10,479
10,715
10,964
12,764
13,231
13,718
14,226
14,755
17,036
17,454
17,890
18,345
18,820
4.7%
4.7%
4.7%
4.7%
5.4%
5.5%
5.6%
5.7%
5.8%
6.6%
6.7%
6.7%
6.8%
6.8%
Fuente: Elaboración propia.
Para comparar la reducción de emisiones por efecto de la mejora en eficiencia
energética se ha tomado como referencia el inventario de emisiones de GEI del año
2000 (120,023 Gg de CO2equiv.) debidamente proyectado hasta el año 2040. De
dicha comparación se desprende que el impacto de reducción de emisiones
representaría 6.8% al final del periodo.
1.6.3.15. Nuevas Tecnologías en Eficiencia Energética67
A lo largo del desarrollo del Plan de Eficiencia Energética 2010-2040 se irán
introduciendo en el mercado –con toda seguridad- numerosas tecnologías
novedosas, muchas de las cuales tendrán una incidencia positiva en el consumo de
energía y en el consecuente impacto ambiental. Algunas de ellas ya están
penetrando en los mercados y se supone que incrementarán rápidamente su
participación, aunque esta suposición está fuertemente relacionada a los precios de
los equipos y elementos en cuestión.
67
No se mencionan aquí las nuevas tecnologías relacionadas a las sustituciones que puedan lograrse por uso
de fuentes de energía renovable en reemplazo de fuentes fósiles convencionales.
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Se puede hacer una lista indicativa de los elementos, equipos y accesorios que
están ya accediendo al mercado y de otros que podrían acceder al mismo de
acuerdo a circunstancias variables que escapan al alcance del presente trabajo.
Existentes en el mercado y aumentando su penetración:
a) Lámparas fluorescentes compactas o de bajo consumo, en sus diferentes
potencias y diseños.
b) Accesorios asociados al arranque y funcionamiento de éstas.
c) Diodos emisores (LEDs) (actualmente penetrando en sistemas de
semaforización, pero con múltiples usos potenciales).
d) “Dimmers” o atenuadores de intensidad lumínica.
e) Fotocélulas de encendido-apagado en función de la intensidad lumínica
ambiente.
f) Toda clase de elementos de control automático asociados al arranque,
funcionamiento y parada de motores asociados a servicios de bombeo,
compresión, ventilación, extracción de aire, secado, etc.
g) Introducción de motores de alta eficiencia (IE2 e IE3 o NEMA Premium) en
servicios industriales y comerciales.
h) Introducción de variadores de velocidad (o frecuencia) para motores de uso
intensivo adaptando el consumo a la demanda de proceso.
i) Automóviles híbridos (electricidad-gasolina / biocombustible – gasolina) y
vehículos eléctricos comerciales y/o privados.
j) Mecanismos de control y automatización para la mejora en la gestión del
combustible en flotas de transporte urbano e interurbano de pasajeros y
cargas.
k) Introducción de nuevos materiales y diseños en la construcción de edificios y
casas particulares.
l) Mejora continua en equipos de refrigeración, de acondicionamiento de aire y
otros elementos de uso en viviendas y oficinas.
m) Generación distribuida: desarrollo de redes inteligentes o “smart grids”.
Cambio del paradigma actual, que es la situación pasiva del sector
residencial como receptor unívoco de electricidad a la posibilidad de ser
biunívoco o bidireccional (capacidad de generar excedentes comercializables
a la red pública).
n) Mejora en la tecnología de combustión en quemadores en generación
térmica, hornos de proceso, calentadores y secaderos.
1.6.4.
Plan de Energías Renovables
1.6.4.1.
Diagnóstico
Situación de las energías renovables y los desafíos que se enfrentan en la actual
etapa de desarrollo en el país
De acuerdo al marco regulatorio establecido por el Decreto Legislativo N°1002, se
ha previsto alcanzar la meta de implementar centrales de generación con energías
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 409
renovables que cubran hasta el 5% del consumo nacional de electricidad que
equivale a 1,600 GWh/año68. Por otro lado, si el consumo de electricidad se
incrementará con una tasa anual del orden del 5%, los requerimientos de
generación con RER serán mayores en los próximos años. Según los resultados
obtenidos en las dos subastas RER convocadas por el MEM y organizadas por
OSINERGMIN, sólo se ha cubierto un 36% del límite requerido, debido a la menor
oferta de postores de biomasa y mini hidroeléctricas, así como a los precios de
generación ofertados que han sido mayores a los fijados por OSINERGMIN.
Dado que la mayor parte de los proyectos con RER aún no resultan competitivos
frente a los proyectos de generación de electricidad convencional, diversos países
en el mundo, apoyan el desarrollo de las tecnologías de generación con RER, para
lo cual han establecido instrumentos de promoción e incentivos económicos. En el
caso del Perú se adoptó la aplicación de incentivos económicos y el mecanismo de
subastas. La potencia adjudicada en las subastas RER realizadas hasta la fecha, en
el marco del Decreto Legislativo N°1002 y su Reglamento aprobado por Decreto
Supremo N°012-2011, asciende a 641.6 MW, de los cuales 282.7 MW corresponden
a pequeñas centrales hidroeléctricas.
1.6.4.1.1.
Potencialidad de las Energías Renovables
El país dispone de recursos renovables tales como hidroenergía, energía solar,
energía eólica, energía geotérmica. De los cuales el primero es el más utilizado.
a)
Potencialidad de la Energía Hidroeléctrica
En lo que respecta al potencial energético renovable y según la información
difundida por el MEM, en el país existe un importante potencial hidroeléctrico
estimado en cerca de 70,000 MW del cual sólo se está aprovechando cerca del 5%;
(MEM, 2011).
En el caso de considerar aquellos aprovechamientos que tienen un costo menor a
75 US$/MWh, el potencial alcanza los 19,076 MW. El costo de inversión de los
proyectos se ubica en el rango de 1,200-1,500 US$/MW y el costo de generación en
el rango de 30 US$/MWh a 75 US$/MWh.
El potencial hidroeléctrico técnico representa una medida de base técnicoeconómica del potencial de recurso que se podría llegar a utilizar. En otras palabras,
el potencial hidroeléctrico teórico representa el límite superior del potencial
hidroeléctrico técnico. La determinación de este potencial hidroeléctrico técnico se
fundamenta en el índice costo beneficio (ICB), basado en las inversiones necesarias
y los volúmenes energéticos posibles de generarse en cada nodo evaluado,
estableciendo un grado preliminar de factibilidad económica del mismo.
En el Cuadro N° 1.6.76 se presentan los valores del po tencial técnico con la
discriminación entre el potencial hidroeléctrico aprovechable y no aprovechable.
68
Dado que el consumo total de energía eléctrica ascendió a 32,425 GWh el año 2010.
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 410
Cuadro N° 1.6.76: Potencial Hidroeléctrico Técnico del Perú (MW)
Total
(MW)
Excluido
(MW)
Aprovechable
(MW)
Pacífico
11,402
2,671
8,731
Atlántico
86,971
26,345
60,627
Titicaca
87
0
87
98,460
29,016
69,445
Vertiente
Total
Fuente: Halcrow-OIST S.A. (2011).
La única información disponible respecto al potencial para pequeños
aprovechamientos hidroeléctricos, con potencias menores a los 10 MW, se remonta
al Plan Nacional de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas que el MEM y
ELECTROPERÚ presentaron en julio de 1980. En dicho plan se indicaba que
existiría un potencial estimado de 1,000 MW técnica y económicamente
aprovechables mediante pico, micro, mini y pequeñas centrales hidroeléctricas
(CER UNI, 2005).
b)
Potencialidad de la Energía Solar
En cuanto a energía solar según el Atlas de Energía Solar del Perú indica niveles
entre 6.0 a 6.5 kWh/m2 de radiación solar anual en la Costa, de 5.5 a 6.0 kWh/m2 en
la Sierra y en la Selva de 4.5 a 5.0 kWh/m2 (MEM, 2011); sin embargo, el
aprovechamiento de energía solar y eólica a mayor escala se ha iniciado
recientemente promovido por el DL 1002.
Según el mes del año y la ubicación geográfica, la energía solar diaria acumulada
en Perú se encuentra en un rango de 4.5 a 6.5 kW.h/m2. Sobre esta base, se podría
afirmar que la media nacional rondaría los 5 kW.h/m2. Ello es importante si se
considera que valores iguales o superiores a 4 kW.h/m2 hacen atractivo el uso de
tecnologías de conversión fotovoltaica (CER UNI, 2005). Por otra parte, una
característica muy importante de la energía solar en el Perú es su constancia
durante el año: los promedios mensuales no varían más del 20% (Horn, 2007).
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 411
Cuadro N° 1.6.77: Potencial de Aplicación de la Ene rgía Solar en el Perú
(kWh/m2-año)
Región
Radiación
Promedio Anual,
kWh/m2-año *
RENTABLE
Ancash
Arequipa
Lambayeque
Moquegua
Puno
Tacna
MEDIANAMENTE RENTABLE
Amazonas
Apurimac
Ayacucho
Cajamarca
Cusco
Huancavelica
Huánuco
Ica
Junín
La Libertad
Pasco
Piura
San Martín
Tumbes
POCO RENTABLE
Lima
Loreto
Madre de Dios
Ucayali
Intervalo de
Radiación
Promedio Anual
KWh/m2-año **
5.1
5.3
5
5.3
5.1
5.3
5.13 - 5.63
5.63 - 6.13
5.5 - 6.0
5.75 - 6.25
5.38 - 5.88
5.75 - 6.25
4.5
4.8
4.8
4.5
4.4
4.5
4.3
4.6
4.7
4.8
4.1
4.4
4
4.4
4.88 - 5.38
5.38 - 5.88
5.38 - 5.88
5.0 - 5.5
5.13 5.63
5.38 - 5.75
4.75 - 5.25
5.5 - 6.0
5.13 - 5.63
5.13 - 5.63
4.88 - 5.38
5.63 - 6.73
4.63 - 5.13
5.75 - 6.25
3.9
3.9
3.9
3.3
5.13 - 5.63
4.63 - 5.13
4.75 - 5.25
4.63 - 5.13
Fuente: Atlas Solar – MEM.
(*) Según datos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), 1992.
(**) Según datos del Atlas Solar del Perú, SENAMHI/DEP-MEM, 2004 (con fondos del GEF)
Al respecto, la zona sur del Perú, en las regiones de Moquegua, Tacna y Puno,
conforme al mapa de irradiación solar que dispone el MEM y el mapa de zonas de
mayor potencial para centrales térmicas de concentración de energía solar (CSP),
se tiene que dichas regiones presentan a futuro un elevado potencial de generación
con estas tecnologías.
c)
Potencialidad de la Energía Eólica
Según el Atlas publicado por el Ministerio de Energía y Minas dedicada a la
promoción de la electrificación rural, el Perú tiene un potencial eólico aprovechable
de más de 22,000 MW. De las 25 regiones del país, 9 fueron identificadas con
potencial eólico: Ica (9,144 MW), Piura (7,554 MW), Cajamarca (3,450 MW),
Arequipa (1,158 MW), Lambayeque (564 MW), La Libertad (282 MW), Lima (156
MW), Ancash (138 MW) y Amazonas (6 MW). Ver Cuadro Nº 1.6.78.
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Pág. 412
Cuadro N° 1.6.78: Potencial Eólico del Perú (MW)
Región
Amazonas
Ancash
Apurímac
Arequipa
Ayacucho
Cajamarca
Callao
Cuzco
Huancavelica
Huánuco
Ica
Junín
La Libertad
Lambayeque
Lima
Loreto
Madre de Dios
Moquegua
Pasco
Piura
Puno
San Martín
Tacna
Tumbes
Ucayali
TOTAL
Potencia Total,
MW
1,380
8,526
1,992
114
18,360
54
18,360
48
4,596
2,880
1,434
144
17,628
162
504
942
77,394
Potencia
Aprovechable,
MW
6
138
1,158
3,450
9,144
282
564
156
7,554
22,452
Fuente: Atlas Eólico – MEM.
Por otro lado, en el año 2009 a requerimiento del MEM, el COES contrató un estudio
para determinar la capacidad máxima de generación eólica que podría ser instalada
en el SEIN sin provocar efectos negativos sobre la calidad del servicio y la
seguridad de la operación del sistema. Dicho estudio recomendó que la máxima
generación eólica que se debía instalar en el SEIN para el año 2012 sería de 375
MW.
En la última subaste de RER, comparativamente los resultados obtenidos en Perú
en cuanto a precios adjudicados para la energía eólica (66 US$/MWh a 87
US$/MWh) resultan muy satisfactorios, si se toman en cuenta otros procesos
internacionales69.
69
En Brasil en la subasta de energía eólica realizada el 14 de diciembre de 2009, donde se otorgó a 71 plantas
eólicas derechos de generación por 1,806 MW, los precios oscilan en un rango de 73 a 86 US$/MWh.
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d)
Recursos en Energía Geotérmica
En cuanto a geotermia, el Perú está ubicado en el denominado Cinturón de Fuego
del Pacífico y posee recursos geotérmicos cuyo potencial aún no es completamente
conocido, por la ausencia de estudios de reconocimiento y exploración donde se
integre adecuadamente información geológica-estructural, geoquímica y geofísica.
Recientemente el INGEMMET actualizó el Mapa Geotérmico del país, el cual ha
consistido, principalmente en la redefinición de los límites de las regiones
geotermales así como en la ubicación de las más de 400 manifestaciones termales
distribuidas en el territorio nacional.
Las regiones con mayores manifestaciones geotermales son:
o Región I: Cajamarca – La Libertad.
o Región II: Callejón de Huaylas.
o Región III: Churín.
o Región IV: Central.
o Región V: Cordillera Volcánica del Sur.
o Región VI: Cordillera Puno-Cuzco.
Por otro lado, el MEM ha otorgado a la fecha 17 autorizaciones para realizar
estudios básicos en diecisiete campos ubicados en los departamentos de Arequipa,
Ancash, Ayacucho, Moquegua, Puno y Tacna, que de tener resultados favorables se
ejecutarán perforaciones profundas para realizar los estudios de factibilidad
correspondientes.
Dentro de las energías renovables la energía geotérmica es la única que ofrece
altos factores de utilización, por lo tanto, brinda estabilidad en el suministro durante
todo el año y puede tener menor costo relativo respecto a otras energías
renovables. Los costos de generación geotérmica mediante los tres tipos de
centrales disponibles en el mercado (Vapor Directo, Tipo Flash y Ciclo Binario)
arrojan valores que se ubican en el rango de 60.1 US$/MWh a 83.8 US$/MWh.
Recientemente el Ministerio de Energía y Minas con el apoyo de la Agencia de
Cooperación Internacional del Japón (JICA) ha elaborado el plan maestro para el
desarrollo de la energía geotérmica en el Perú.
Las conclusiones y recomendaciones preliminares de este estudio son las
siguientes:
1. El Perú tiene abundantes recursos geotérmicos cuyo potencial total
asciende a 2,860 MWe repartidos en campos geotérmicos que están
localizados mayoritariamente en la zona sur del Perú. Para determinar
el potencial de recursos geotérmicos se identificaron 61 campos, en los
cuales se calculó por el método de almacenar calor para después
calcular aproximadamente todo el potencial de recursos geotérmicos
en el país. Ver Gráfico N° 1.6.50.
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Pág. 414
Gráfico N° 1.6.50: Mapa de Potencial Geotérmico del Perú
Fuente: MEM - Plan Maestro para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en el Perú.
2. Dentro de las dificultades que se encontraron para la promoción del
desarrollo de la energía geotérmica se observó que no se había
desarrollado planes concretos respecto a cómo se llegará a cubrir y en
qué proporción de cada energía renovable el 5% estipulado en la
norma.
3. Se debe revisar el actual marco legal para que el Estado participe en
las etapas de exploración y construcción a través de compañías
públicas con el objetivo de reducir el riesgo de recursos y reducir la
carga de inversión del sector privado.
4. Otro factor importante que limita el desarrollo de esta energía es la
falta de recursos humanos con capacidad para su desarrollo y el
aprovechamiento en otros usos múltiples del calor geotérmico.
5. Recomienda el plan de desarrollo integrado para instalar 1,000 MW de
plantas geotérmicas para el año 2030. El progreso de este plan se
resume en el Gráfico N° 1.6.51.
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Pág. 415
Gráfico N° 1.6.51: Progreso del Programa de Equipam iento Propuesto en el
Plan Maestro de Geotermia
Fuente: MEM - Plan Maestro para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en el Perú.
Por considerar de importancia, se presenta a continuación la información que se
desprende del mapa geotérmico del Perú actualizado por INGEMMET el año 2010,
donde se identifican seis (06) regiones principales de interés. Ver Cuadro N° 1.6.79
y Gráfico N° 1.6.52.
Cuadro N° 1.6.79: Principales Características de la s Regiones de Interés
Geotérmico en Perú
Región
Geotérmica
CajamarcaLa Libertad
Callejón de
Huaylas
Ubicación
geográfica
Departamento de
Cajamarca y sierra
norte de La
Libertad
La Libertad (sierra
sur) y Ancash y
Huánuco (sierra)
Área
(km2)
Lotes
Geotérmicos
17,668
- Cajamarca
- La Grama
Rango de
Temperaturas
(ºC)
28 – 72
- Otuzco
27,057
Churín
Lima, Huánuco,
Pasco y Junín
15,392
Central
Junín, Lima,
Huancavelica y
Ayacucho
45,858
Eje
Volcánico
Sur
Ayacucho,
Apurímac, Cusco,
Arequipa,
Moquegua, Tacna
104,498
CuscoPuno
Cusco, Puno,
Madre de Dios
100,721
- Huaraz
- Caraz
- Corongo
No hay lotes;
presenta 30
manifestaciones
geotermales
No hay lotes;
presenta 20
manifestaciones
geotermales
Arequipa,
Calacoa,
Tutupaca,
Challapalca
No hay lotes;
presenta 115
manifestaciones
geotermales
16 – 60
10 – 73
17 – 55
10 – 90
8 – 88
Fuente: Elaboración propia, a partir de INGEMMET (2010).
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Pág. 416
Gráfico N° 1.6.52: Mapa de Regiones Geotérmicas de Mayor Interés en el Perú
Fuente: INGEMMET (2010).
e)
Recursos en Energías Renovables de la Biomasa
e.1)
Potencialidad de los Residuos Agroindustriales
Respecto a la biomasa, se estima una oferta total de recursos biomásicos
disponibles en el país para la producción de energía de 272 millones de toneladas
métricas anuales, de los cuales 256 millones de toneladas métricas corresponden a
la productividad media de los bosques (naturales y plantaciones) y 16 millones de
toneladas métricas de biomasa provenientes de otras fuentes como los residuos en
el campo de los cultivos de maíz, arroz, caña de azúcar, algodón, espárragos y olivo
(FAO, 2010). A excepción del arroz, más de dos terceras partes de la producción de
las cédulas de cultivo mencionadas, se concentran en la región de la costa, por lo
tanto están sujetas a la restricción de la disponibilidad de tierra y agua.
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Pág. 417
El potencial de la energía proveniente del bagazo de la caña de azúcar se estima en
el orden de 210 MW70, mientras que la capacidad de generación a partir de la caña
de azúcar alcanzaría un valor cercano a 107 MW71.
El costo de producción de generación mediante residuos agroindustriales se estima
entre 121 US$/MWh y 142 US$/MWh para el bagazo de caña y 128 US$/MWh para
la cáscara de arroz.
e.2)
Potencialidad de los Residuos Urbanos
En cuanto a residuos sólidos, en el País se produce alrededor de 24,000 toneladas
de residuos diarios, de los cuales sólo el 30.9% es dispuesto adecuadamente en
rellenos sanitarios. De este porcentaje, sólo en Lima se dispone adecuadamente el
30.6% (7,500 toneladas diarias) de dichos residuos, mientras que en el resto del
país la situación es más crítica, tan sólo el 0.3% es dispuesto adecuadamente en
rellenos sanitarios. El porcentaje restante es colocado en botaderos clandestinos.
En ese sentido, durante el 2011 el MINAM declaró de suma importancia realizar un
trabajo estrecho con autoridades regionales y locales para lograr una gestión
ambiental eficiente en el manejo de los residuos sólidos y el aprovechamiento
sostenible de sus recursos naturales.72
En Lima que es la ciudad que tiene la mayor población del país, existe el relleno
sanitario de Huaycoloro donde se dispone más del 20% de los residuos que se
generan en esta ciudad. Es precisamente sobre este relleno que se han adjudicado
los únicos proyectos para la generación de electricidad en base a energías
renovables no convencionales. Uno de ellos para generación a partir del biogás
proveniente del relleno y otro por la quema directa en una central térmica de la
basura acumulada en el mismo.
Si la perspectiva es desarrollar un mayor número de este tipo de proyectos, la
principal limitación es la existencia de pocos rellenos sanitarios, para desarrollar uno
nuevo se requiere de varios años para acumular un volumen mínimo de basura que
asegure la producción de biogás para operar una central térmica. Los rellenos que
operan actualmente tienen menor capacidad que Huaycoloro (4.4 MW) y por tanto
poco potencial para generar energía eléctrica que pueda ser entregada al SEIN.
70
En el Balance Nacional de Energía del año 2009, se contabilizó 12,000 TJ de energía proveniente del bagazo
de la caña de azúcar; si toda esta fuente de energía se hubiera destinado a producir electricidad, ello se
traduciría en el potencial estimado. Por otro lado, este potencial no incluye el uso energético para generación
de electricidad del cogollo y el follaje los cuales se queman en los campos de caña de azúcar de los
ingenios.
71
A partir de una estimación del poder calorífico de 6,000 BTU/lb para la cáscara de arroz con contenido de
humedad del 15%, y la eficiencia promedio de una planta de vapor, se calcula que se requieren de 8,390
Ton/año de cáscara de arroz, para sostener una producción de 1 MW de energía eléctrica con un factor de
planta de 85%.
72
Información publicada en el Portal de Internet del MINAM.
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Pág. 418
e.3)
Potencialidad del Biogás
Centrales que utilicen biogás obtenido por la descomposición anaeróbica de materia
orgánica de origen vegetal o animal constituyen casos potenciales de instalarse en
el país.
Para ilustrar lo indicado en el párrafo anterior, la cantidad de materia prima/día
(estiércol) que genera una unidad pecuaria de 1,000 – 1,200 cabezas de ganado
bovino sólo permitiría operar una planta de 100 kW.
Si bien, el costo promedio de inversión por kW instalado es elevado respecto de
otras opciones de generación térmica, el biogás obtenido mediante proceso
anaeróbico que se utilice para generar calor y/o electricidad cumple la función de
transformar el metano en CO2. Con ello se contribuye a mitigar la emisión de Gases
de Efecto Invernadero (GEI).
f)
Disponibilidad de Recursos en Energías Renovables
El potencial de las RER que dispone el país se presenta en el Cuadro N° 1.6.80,
según información recogida de diversas fuentes, entre las que destacan: MEM,
OSINERGMIN e instituciones académicas, la magnitud de dicho potencial nos indica
con claridad que se deben tomar decisiones políticas e implementar acciones para
su aprovechamiento.
Cuadro N° 1.6.80: Perú: Potencial Energético Renova ble
Sector
Económico
Hidráulico
Potencial
Aprovechable
(MW)
Capacidad
Utilizada RER(a)
(MW)
70,000(b)
283
(c)
232
22,000
Eólico
(d)
Solar
Costa
Sierra
Selva
6.0 a 6.5 kWh/m
5.5 a 6.0 kWh/m2
4.5 a 5.0 kWh/m2
Biomasa
Geotérmica
272 MM Ton(e)
2,860
96
2
31
0
Fuente: Elaboración propia.
(a)
(b)
(c)
Proyectos Eléctricas RER, algunos ya están operando, sin embargo, la
mayoría entrará en operación comercial antes del 2013.
Fuente: MEM, 2011. Plan Referencial de Electricidad 2009 - DGE
Fuente: MEM, 2008. Mapa Eólico del Perú - Atlas Eólico.
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Pág. 419
(d)
(e)
1.6.4.1.2.
Fuente: MEM, 2003. Atlas de Energía Solar del Perú. Considerando un área
equivalente a 0.02% del área total del territorio peruano (257 km2) con
paneles fotovoltaicos se tendría una potencia de 33,737 MW.
Fuente: FAO, 2010. Se estima una potencia de generación de 670 MW.
Resultados de las Subastas de Energías Renovables
A la fecha en el marco de la Ley de Promoción a la Inversión para la generación de
Electricidad con el uso de Energías Renovables (Decreto Legislativo N° 1002) y su
Reglamento (Decreto Supremo N° 012-2011), se han real izado 2 subastas RER,
habiéndose adjudicado una capacidad total de 641.9 MW, de los cuales 282.7 MW
corresponden a pequeñas centrales hidroeléctricas y 358.9 MW son centrales
eólicas, solar fotovoltaica y biomasa. Por otro lado, la energía adjudicada asciende a
3,227.9 GWh/año y el precio medio adjudicado es a 73.5 US$/MWh. Cuadro N°
1.6.81.
Cuadro N° 1.6.81: Resumen de la Primera y Segunda S ubasta RER
Oferta Adjudicada
Tecnología RER
Precio Medio Adjudicado
Factor de
Planta
Promedio
Potencia
Energía
(US$/MWh)
(MW)
(GWh)
(US$/MWh)
Hidráulica
282.7
1,856.2
57.8
73.4
Eólica
232.0
986.8
75.6
48.6
Biomasa
30.9
169.0
70.4
62.8
Solar
Total
Total sin
Hidráulica
96.0
641.6
215.9
3,227.9
200.9
73.5
25.9
56.8
358.9
1,371.7
94.7
43.8
Fuente: OSINERGMIN - Elaboración propia.
El efecto que tendrán en los precios de generación del SEIN la energía que inyecten
los proyectos RER adjudicados al SEIN, será un incremento del 2.6%.
1.6.4.1.3.
Panorama General Internacional de las Energías Renovables
En los países desarrollados especialmente en la Unión Europea, el factor
determinante de política a favor de las energías renovables ha sido su compromiso
para reducir las emisiones de GEI, la reducción de la dependencia de importaciones
de combustibles fósiles y el interés de crear una industria de bienes y servicios que
contribuya a la generación de empresas y de empleo con su logro.
Es importante enfatizar el nivel de concreción de las políticas de la UE y de países
como Alemania y España en cuanto a la identificación y valoración de los resultados
esperados en todas las dimensiones de política y el diseño de las acciones en cada
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Pág. 420
campo con el fin de lograrlos. Ello enseña y sugiere el nivel de detalle al que se
debe ir alcanzando en el proceso de planeamiento de las energías renovables.
En los casos de América Latina la situación es más heterogénea, aunque también
es más reciente. Mientras en México la motivación está relacionada con la reducción
de emisiones por su importante dependencia de los combustibles fósiles, en Brasil,
país relativamente verde desde el punto de vista energético (generación
hidroeléctrica predominante y sector de biocombustible muy desarrollado), el énfasis
de política en las energías renovables se ha concentrado en las fuentes
relativamente más promisorias en recursos y en costos como la eólica y la
bioelectricidad, motivado por la intención de diversificar en alguna medida la matriz
energética, aplicar soluciones adecuadas para regiones apartadas e impulsar el
desarrollo de la industria, gracias al gran tamaño de la economía brasilera. Sin
embargo, el énfasis reciente en eólica, mini -hidroeléctricas y bioelectricidad ha
representado un mayor costo que es subsidiado por los mismos usuarios del sector
eléctrico. En el Anexo A.1.10 Tendencias Internacionales y Regionales del
Desarrollo de las Energías Renovables, se presenta información sobre aspectos
técnicos y económicos del desarrollo de las energías renovables a nivel
internacional.
Las prospectivas de costos por capacidad instalada y tipo de tecnología son
las siguientes:
– Sistemas Fotovoltaicos: De acuerdo a las prospectivas de la IEA los costos
US$/W disminuirán de acuerdo a los futuros que ellos consideran en un
rango entre 1.9 – 2.2 US$/W para el 2030 y 1.07 – 1.24 US$/W para el 2050.
– Sistemas Geotérmicos, Mareomotriz e Hidroeléctricos: Las perspectivas
de los costos de inversión y de producción (US$/kW) se presentan en el
siguiente cuadro.
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Cuadro N° 1.6.82: Costos de Inversión Estimados de Energía Hidráulica,
Geotérmica y Mareomotriz
Costos de Inversión
Concepto
Costos de Producción
2005
(US$/kW)
2030
(US$/kW)
2050
(US$/kW)
2005
(US$/kW)
2030
(US$/kW)
2050
(US$/kW)
- Hidrotérmica
1,700-5,700
1,500-5,000
1,400-4,900
33-97
30-87
29-84
- Rocas calientes y secas
5,000-15,000
4,000-10,000
3,000-7,500
150-300
80-200
60-150
Grandes Hidroeléctricas
1,000-5,500
1,000-5,400
1,000-5,100
30-120
30-115
30-110
Pequeñas Hidroeléctricas
2,500-7,000
2,200-6,500
2,000-6,000
56-140
52-130
49-120
Barraje de marea
2,000-4,000
1,700-3,500
1,500-3,000
60-100
50-80
45-70
Corriente de marea
7,000-10,000
5,000-8,000
3,500-6,000
150-200
80-100
45-80
Ola
6,000-15,000
2,500-5,000
2,000-4,000
200-300
45-90
40-80
Geotérmica
Nota: Utilizando 10% como tasa de descuento. El rango actual global es más amplio ya que las
tasas de descuento, el costo de inversión y la calidad de los recursos varían. No incluye los costos
de conexión a la red.
Fuente: IEA data, Carbón Trust, 2006; EPRI, 2005.
Sistemas Eólicos
En el Continente (Onshore): Para estos sistemas, en el siguiente cuadro se
proyectan los costos de generación al 2015.
Gráfico N° 1.6.53: Costos Estimados de Generación E ólica en el Continente Año 2015
Fuente: Lemming Et Al, 2007.
Nota: basado en una turbina con capacidad promedio de 2 MW, costo de producción
de 7.6 ctvs. US$ /kWh instalado en una zona de viento con velocidad de viento
promedio de 6.3 m/s a una altura de 50 m al eje de la turbina.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 422
Fuera del Continente (Offshore): En el siguiente cuadro se muestran los costos
por potencia para turbinas eólicas fuera del continente.
Cuadro N° 1.6.83: Rangos de Costos Estimados para T urbinas Eólicas Fuera
del Continente 2006 a 2050
Año
2006
2015
2020
2030
2050
Costo de Inversión
Millones de US$/MW
Mínimo Promedio
Máximo
US$/MWh %
2.3
1.9
1.7
1.5
1.5
3
2.6
2.3
2
1.9
20
16
15
15
15
2.6
2.3
2
1.8
1.7
O&M
Factor de
Capacidad
37.5
37.5
37.5
37.5
37.5
Fuente: Lemming Et Al, 2007.
1.6.4.1.4.
Desafíos en el Desarrollo de las Energías Renovables
1.6.4.1.4.1. Factores Clave de las Energías Renovables para la Elección de la
NUMES
En el Cuadro N° 1.6.84, se presentan los factores clave que impulsan el desarrollo
de las energías renovables, así como también las barreras y desafíos que se
enfrentan.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 423
Cuadro N° 1.6.84: Factores Clave/Desafíos RER
Factores Clave
1. Planificación de
Energías Renovables
y vinculación con
EAE.
2. Perfeccionamiento
del Marco
Regulatorio RER.
3. Ampliación de los
sistemas de
transmisión y
distribución.
4. Alcanzar la cobertura
total del suministro de
energía eléctrica a
toda la población.
5. Profundizar en el
conocimiento del
potencial de recursos
de RER más
promisorias y facilitar
el acceso a la
información para los
interesados.
6. Ventajas
socioambientales de
las energías
renovables.
Problema / Barrera / Desafío
• Aún no existe un Plan de Energías Renovables y tampoco
existe una cartera de proyectos de generación en base al
cual pueda proyectarse el % de contribución de cada RER a
la demanda de energía.
• Elegir una estructura de generación con RER para el país es
parte de la Política Energética y supone la combinación
óptima (recursos renovables (eólica, solar, geotermia,
biomasa,-hidro y otras, y no renovables -gas) y sustentable
para el abastecimiento a largo plazo del país.
• Incentivar la penetración de RER más promisorias con el fin
de diversificar las fuentes de generación y reducir la potencial
vulnerabilidad frente al cambio climático.
• Perfeccionar el marco regulatorio que permita incrementar la
cobertura de participación de las RER en la oferta de
generación en el mediano y largo plazo, que tome en cuenta
las nuevas tecnologías en el desarrollo de los sistemas
eléctricos como por ejemplo las redes inteligentes,
cogeneración, generación distribuida, etc.
• Perfeccionar el marco regulatorio vinculado al sector rural,
que promueva el uso de RER a partir de fuentes distintas a la
mini hidro o la solar fotovoltaica, las cuales se emplean
actualmente. Este es el caso de generación a partir de
biomasa (gasificadores, biogás), sistemas híbridos (biomasa
– eólico), solar-eólico, entre otros.
• Superar las limitaciones de la capacidad de las
infraestructuras de transmisión y distribución eléctricas
existentes para integrar generación con RER.
• A través del Plan de Electrificación Rural 2010-2020 se debe
alcanzar niveles de electrificación en las áreas rurales del
88% en el 2020 y el 93% en el 2040.
• Se requiere mejorar el nivel de conocimiento del potencial
energético y las características técnicas y económicas para
su aprovechamiento.
• Se requiere elaborar una cartera de proyectos energéticos
renovables.
• También se requiere mejorar la capacidad técnica en el país
para el desarrollo de las RER.
• Se requiere una valoración de las externalidades producidas
por las fuentes convencionales (emisiones de GEI, áreas
inundables y otros) en los costos de la energía para
compararlos con los costos de las energías renovables.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 424
En el Anexo A.1.1 Análisis FODA por fuente de energía se detalla el análisis FODA
de las diversas fuentes RER.
1.6.4.1.4.2. Planes/Programas de la NUMES OBJETIVO para Abordar Factores
Clave de las Energías Renovables
En el Cuadro N° 1.6.85, se presentan los planes, progr amas y características de los
instrumentos implícitos para promover el desarrollo de las energías renovables.
Cuadro N° 1.6.85: Planes e Instrumentos/Acciones RE R
Factores Clave
1. Planificación de
Energías
Renovables y
vinculación con
EAE.
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Plan de Energías
Renovables como
parte de NUMES
OBJETIVO y EAE
como instrumentos de
Planificación
Energética.
Programa para
perfeccionar el marco
2. Perfeccionamiento
regulatorio RER que
del Marco
permita ampliar
Regulatorio RER.
progresivamente la
participación RER
hasta alcanzar el 20%.
Acción
• Estructura de generación de energía
eléctrica con una proporción gradual de
energías renovables, hasta alcanzar una
meta al 2040 del 20% de la demanda total
de energía.
• Identificación de proyectos de generación y
desarrollo de sus estudios preliminares
incluyendo evaluaciones de impacto
ambiental.
• Formulación de cartera de proyectos
prioritarios.
• El marco regulatorio debe permitir el
incremento de la participación de las RER
en la oferta de generación en el mediano y
largo plazo hasta alcanzar un 20%.
• Tomar en cuenta las nuevas tecnologías
en el desarrollo de los sistemas eléctricos
como por ejemplo las redes inteligentes,
cogeneración, generación distribuida, etc.
• Se debe implementar líneas de crédito
blandas para promover la entrada de
las RER.
3. Ampliación de los
sistemas de
transmisión y
distribución.
Programa de
expansión de la
infraestructura de
transporte de los
sistemas eléctricos.
Programa para
perfeccionar el marco
regulatorio de la
generación distribuida.
• Las ampliaciones de la capacidad de la
infraestructura de transmisión eléctrica
necesaria para integrar al SEIN la
generación RER deben ser consideradas
en el plan de transmisión.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 425
Factores Clave
Plan (Mandatorio) /
Programa
(Referencial)
Acción
• Ampliación del SEIN para integrar a
Programa de
integración de
sistemas aislados.
sistemas aislados al
• Desarrollo de proyectos de electrificación
SEIN.
rural que incluyan la ampliación de líneas
Programa de
de transmisión desde sistemas existentes y
electrificación rural con
proyectos de generación aislada con
RER.
energías renovables.
• Asignación de recursos para continuar con
la evaluación de los recursos de RER,
elaboración de catastros y mapas.
• Desarrollar cartera de proyectos de
5. Profundizar en el
generación de electricidad, agua caliente,
conocimiento del
climatización y calor en base a RER.
Programa de
potencial de
• Establecer convenios internacionales de
evaluación del
recursos de RER
investigación y evaluación de recursos de
potencial RER.
más promisorias y
RER.
Sistema de
facilitar el acceso a
• Desarrollar actividades para mejorar la
información RER.
la información para
capacidad técnica a nivel nacional, regional
los interesados.
y local en tecnologías RER.
• Instalación
de sistemas híbridos
4. Alcanzar la
cobertura total del
suministro de
energía eléctrica a
toda la población.
complementarios. La Energía solar,
eólica y mini hidráulicas.
• Valorar las externalidades producidas por
las fuentes convencionales (emisiones de
GEI, áreas inundables y otros) en los
6. Ventajas
costos de la energía para compararlos con
socioambientales
Programa para evaluar
los costos de las energías renovables.
de las fuentes RER generación eléctrica y
• Integración de proyectos energéticos en
y valoración de las valoración de las
externalidades
externalidades
regiones.
producidas por las producidas por fuentes • Programas para la obtención de bonos de
tecnologías
convencionales.
carbono.
convencionales.
• Convocatoria de diversos actores para dar
sostenibilidad al desarrollo de los
proyectos RER.
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Pág. 426
Mecanismos Adicionales de Superación de Barreras de las RER:
a.
Instalación de Sistemas Híbridos Complementarios. La Energía Solar,
Eólica y Minihidráulicas.
Las energías solar, eólica y PCHs dependen de las condiciones climáticas locales y
en esa medida la variabilidad climática no permite que éstas sean energía firme y
por lo tanto no son confiables en su capacidad de generación, solamente algunas
combinaciones de ellas en sistemas híbridos que aprovechen su
complementariedad se podrían considerar como energía firme, lo cual requiere de
un tratamiento apropiado en la regulación.
b.
Se debe Implementar Líneas de Crédito Blandas para Promover la
Entrada de las RER.
Las tasas de financiación para proyectos RER, deben facilitar la entrada de estas
tecnologías al país, las soluciones ofertadas por organismos como BBVA, COFIDE,
requieren de nuevos esquemas que faciliten la penetración de las RER en el país.
c.
Falta de recursos humanos calificados para fuentes como Eólica, Solar,
Geotermia y Biomasa.
Se debe capacitar al personal para la promoción, formulación, evaluación e
implementación de los proyectos RER. De acuerdo a evaluaciones del estado actual
de la educación e investigación en el país, se deduce que aún falta capacidad
técnica en todos los campos vinculados al desarrollo de las RER.
d.
Implementar una base de datos con información de las RER y de libre
acceso para los agentes interesados.
La información existente de las RER es escaza o no está disponible para los
agentes del mercado, ya sea por altos costos, ubicación, inexistencia de la misma,
entre otros factores.
1.6.4.2.
Balance Proyectado de las Energías Renovables
Para la elaboración del Plan se ha revisado la situación de las energías renovables
en el país, considerando el estado actual de las tecnologías con aplicaciones
comerciales para las energías de tipo hidráulica, eólica, solar, biomasa y
geotérmica. Dentro del tipo solar se considera sólo la energía solar fotovoltaica.
Para la determinación del porcentaje de participación de las energías renovables
que señala el Decreto Legislativo Nº 1002, se debería tener en cuenta los resultados
de la NUMES que establece una contribución creciente hasta llegar un valor objetivo
del 20% de la oferta de energía eléctrica en el decenio 2030-2040. Esta
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 427
participación contribuye a mejorar los atributos de diversificación, menor impacto
socioambiental y seguridad en el suministro de energía.
1.6.4.2.1. Potencia Instalada Proyectada Total SEIN e Inversiones Requeridas
Los requerimientos de capacidad de generación de las centrales convencionales
hidráulicas, térmicas y RER en el año 2040, basados en las tecnologías actualmente
disponibles, los factores promedio de planta y el marco regulatorio existente, se
estima en unos 24,915 MW.
Cuadro N° 1.6.86: Potencia Instalada Proyectada Tot al SEIN al 2040
Tecnología
Hidros
Térmicos
Eólicos
Solares
Geotérmicas
Biomasa
Total
Capacidad Instalada - MW
2010
2040
3,098
3,329
20
6,438
Porcentaje
%
9,771(*)
11,319
1,342
360
1,500
623
24,915
39.2%
45.4%
5.4%
1.4%
6.0%
2.6%
100%
Fuente: Elaboración propia
(*) Incluye 496 MW de pequeñas hidro < 20 MW.
La capacidad de generación RER, a ser instalado en el SEIN al año 2040 se estima
en 4,321 MW, que representa el 17.3% respecto a la potencia total instalada en
dicho año (Ver Cuadro Nº 1.6.87). Ello representa un gran desafío para avanzar con
un marco regulatorio y de política fiscal que permita aprovechar al máximo la
disponibilidad física de las fuentes de RER existentes en el país.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 428
Cuadro N° 1.6.87: Potencia Instalable con RER en el SEIN al 2040
Tecnología
Nueva Capacidad - MW
Total
Porcentaje
%
496
1,342
360
1,500
623
4,321
15.4%
17.3%
11.5%
31.1%
8.3%
34.7%
14.4%
100%
Mini-Hidro
Eólicos
Solares
Geotérmicas
Biomasa
Total
Participación RER sin Hidro
Participación RER con Hidro
Fuente: Elaboración propia.
El ingreso de los proyectos RER al SEIN para el periodo de análisis 2012-2040, será
progresivo como se indica en el Gráfico N° 1.6.54.
Gráfico N° 1.6.54: Potencia Instalable RER en Futur os Evaluados (MW)
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
Futuro 1
Futuro 2
2040
2039
2038
2037
2036
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
-
Futuro 3
Fuente: Elaboración propia.
La nueva capacidad de generación RER a ser instalada hasta el año 2040, puede
abastecer 368,255 GWh, equivalente al 14.2% de la energía demandada por el
SEIN en el periodo 2011-2040. Ello sería posible si se superan los obstáculos que
impiden su desarrollo y se diseñan políticas para su inserción en la matriz eléctrica.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 429
Cuadro N° 1.6.88: Energía Despachada Objetivo de Ce ntrales RER
(2011- 2040)
Nueva Energía
GWh
Tecnología
Mini-Hidro
Eólicos
Solares
Geotérmicas
Biomasa
Total
Participación RER sin Hidro
Participación RER con Hidro
73,017
54,891
70,212
119,391
50,745
368,255
11.4%
14.2%
Porcentaje
%
19.8%
14.9%
19.1%
32.4%
13.8%
100%
Fuente: Elaboración propia.
La nueva capacidad de generación RER a ser instalada hasta el año 2040, se
muestra en la Gráfico N° 1.6.55, se observa mayor par ticipación de las tecnologías
geotérmica, eólica y biomasa, para el caso de la biomasa al final del primer decenio
se proyecta cubrir el 100% del potencial nacional a la fecha identificado, el cual
puede incrementarse con el desarrollo de rellenos sanitarios en las ciudades más
importantes del país.
Gráfico N° 1.6.55: Portafolio de Generación con RER Año 2040 - F1
Biomasa
16 %
Eólica
35%
Geotérmica
39 %
Eólica
Solar
Geotérmica
Solar
10 %
Biomas
a
Fuente: Elaboración propia.
1.6.4.2.2. Inversiones
Los costos de los proyectos RER han sido estimados en función a los valores típicos
que se indican a continuación:
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Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 430
Gráfico N° 1.6.56: Inversiones Típicas (US$/kW) – R ER
Fuente: DOE y datos de proyectos ejecutados. Elaboración propia.
En el Cuadro N° 1.6.89 se presenta la relación de los proyectos RER, consignando
la fecha de ingreso al SEIN, potencia instalada y el monto de inversión asociado.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 431
Cuadro N° 1.6.89: Relación de Proyectos RER - Plan NUMES
Eólico
Cupisnique
Norte
80
2012
Inversión
(Millones
de US$)
184
Eólico
Marcona
Centro
32
2012
80
Eólico
Talara
Norte
30
2012
75
Eólico
EolExp I
Norte
400
2016
940
Eólico
EolExp II
Centro
400
2016
940
Eólico
EolExp III
Sur
400
2016
940
Solar
SolarMajes
Sur
20
2012
60
Solar
SolarPanam
Sur
20
2012
60
Solar
SolarRepart
Sur
20
2012
60
Solar
SolarTacna
Sur
20
2012
60
Solar
SolExp I
Centro
120
2016
356
Solar
SolExp II
Norte
40
2016
120
Solar
Sur
120
2016
356
Norte
38
2012
86.25
Biomasa
SolExp III
Maple
etanol
Huaylocoro
Norte
5
2011
12
Biomasa
Biomasa I
Centro
200
2016
460
Biomasa
Biomasa II
Norte
200
2016
460
Biomasa
Biomasa III
Sur
180
2016
418
Geotérmica Geoter I
Centro
500
2021
1020
Geotérmica Geoter II
Norte
250
2021
550
Geotérmica Geoter III
Sur
750
2021
1520
Tecnología Central
Biomasa
TOTAL
Región
Potencia
(MW)
Año de
Ingreso
3,825
8,757
Fuente: Elaboración propia.
El monto de las inversiones requeridas para alcanzar la potencia instalable al año
2040, mediante la implementación de centrales RER se estima en US$ 8,757
millones. Ver Cuadro N° 1.6.90.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 432
Cuadro N° 1.6.90: Inversiones Requeridas en Central es - Total SEIN y RER al
2011-2040
Tecnología
Hidroeléctricos
Térmicos
Eólicos
Solares
Geotérmica
Biomasa
Total
Total RER
Montos de Inversión –
Millones de US$
10,187
5,584
3,159
1,072
3,090
1,436
24,528
8,757
Fuente: Elaboración propia.
El potencial económicamente factible de RER estimado en este Plan de Energías
Renovables supera las metas establecidas en el Decreto Legislativo Nº 1002;
ofreciendo una contribución importante para la diversificación, seguridad y
autonomía energética del país.
Dado el carácter innovador de las RER, su grado de penetración tomará mayor
dinamismo en la medida que se diseñen programas con visión de largo plazo; y que,
reconociendo su carácter estratégico en el desarrollo económico y sostenible del
país, establezca incentivos y mecanismos de promoción adecuados para la
innovación tecnológica.
En consecuencia, de implementarse las políticas recomendadas en este Plan
significaría una participación mayoritaria de energías limpias (hasta del 65% para la
generación de energía eléctrica) de la matriz energética al año 2040, lo que
permitiría reducir la participación de la generación con gas natural.
La materialización de estas inversiones significará una contribución importante a la
seguridad y sustentabilidad del sistema eléctrico nacional, reduciendo su
vulnerabilidad y dependencia, aumentando la competitividad y productividad de las
empresas; y reduciendo los impactos ambientales locales asociados a la producción
y uso de la energía. Al mismo tiempo significaría un avance en el cumplimiento de la
agenda ambiental nacional y un gran aporte a la mitigación del cambio climático. Se
estima que en lo relativo a la reducción de gases de efecto invernadero, concretar
estos potenciales de RER permitiría reducir en promedio 7 millones de toneladas de
CO2 por año.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 433
1.6.4.2.3. Proyectos con Energías Renovables en Zona Rural
La Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas
(DGER) viene utilizando los sistemas fotovoltaicos solares y generadores eólicos,
como una alternativa de suministro de energía a localidades rurales y/o
comunidades nativas muy aisladas, donde no es posible llegar con los sistemas
convencionales, para atender las necesidades básicas de energía eléctrica de sus
poblaciones, priorizando las zonas de frontera y la Amazonía. Se ha estimado una
inversión de US$ 349.7 millones para el desarrollo de la electrificación rural con
energía renovables y US$ 863.5 millones para usos productivos para el periodo
2012-2040. Ver Cuadro N° 1.6.91.
El MEM promoverá la investigación sobre las tecnologías para la utilización de los
recursos energéticos renovables con la participación de las universidades,
empresas e instituciones especializadas, de acuerdo con la Ley N° 28546, "Ley de
promoción y utilización de recursos energéticos renovables no convencionales en
zonas rurales, aisladas y de frontera del país".
Cuadro N° 1.6.91: Inversiones Requeridas en Electri ficación Rural con RER
(2012- 2040)
ITEM
1.0
2.0
3.0
4.0
4.1
DESCRIPCIÓN
COEFICIENTE DE ELECT. RURAL - CER
COEFICIENTE DE ELECT. NACIONAL - CEN
INCREMENTO ANUAL DEL CER
INVERSIÓN TOTAL(Miles US$)
INVERSIÓN ERNC (Miles US$)
INVERSIÓN EN AMPLIACIONES Y
4.2
REMODELACIONES (Miles US$)
INVERSIÓN EN USO PRODUCTIVO RURAL
4.3
(Miles de US$)
ITEM
1.0
2.0
3.0
4.0
4.1
DESCRIPCIÓN
COEFICIENTE DE ELECT. RURAL - CER
COEFICIENTE DE ELECT. NACIONAL - CEN
INCREMENTO ANUAL DEL CER
INVERSIÓN TOTAL(Miles US$)
INVERSIÓN ERNC (Miles US$)
INVERSIÓN EN AMPLIACIONES Y
4.2
REMODELACIONES (Miles US$)
INVERSIÓN EN USO PRODUCTIVO RURAL
4.3
(Miles de US$)
ITEM
1.0
2.0
3.0
4.0
4.1
DESCRIPCIÓN
COEFICIENTE DE ELECT. RURAL - CER
COEFICIENTE DE ELECT. NACIONAL - CEN
INCREMENTO ANUAL DEL CER
INVERSIÓN TOTAL(Miles US$)
INVERSIÓN ERNC (Miles US$)
INVERSIÓN EN AMPLIACIONES Y
4.2
REMODELACIONES (Miles US$)
INVERSIÓN EN USO PRODUCTIVO RURAL
4.3
(Miles de US$)
2010
55.0
82.0
2011
65.0
86.0
10.0
313,853
0
2012
71.7
90.0
6.7
351,579
0
2013
77.0
92.1
5.3
308,131
84,197
2014
80.0
93.0
3.0
181,764
15,045
2015
82.9
94.0
2.9
188,657
19,975
2016
85.7
94.8
2.8
186,648
14,125
2017
86.4
95.6
0.7
211,957
5,400
2018
87.1
96.3
0.7
216,732
5,400
2019
87.7
97.0
0.6
210,957
5,400
2020
88.4
97.7
0.7
215,957
5,400
10,000
15,000
15,000
20,000
20,000
25,000
25,000
30,000
2021
88.9
97.8
0.5
66,667
10,080
2022
89.3
97.8
0.5
65,767
10,080
2023
89.8
97.9
0.5
65,667
11,200
2024
90.2
98.0
0.5
65,767
10,080
2025
90.7
98.0
0.5
65,667
11,200
2026
91.2
98.1
0.5
65,867
8,960
2027
91.6
98.2
0.5
65,767
10,080
2028
92.1
98.2
0.5
65,867
8,960
2029
92.6
98.3
0.5
65,767
10,080
2030
93.1
98.3
0.5
65,767
10,080
19,465
19,261
19,030
18,771
18,483
18,324
18,142
17,934
17,697
17,430
32,622
31,926
30,437
32,416
30,984
34,583
33,045
34,973
33,489
33,757
2038
97.0
98.9
0.5
65,967
7,840
2039
97.5
98.9
0.5
65,867
8,960
2031
93.6
98.4
0.5
65,867
8,960
2032
94.0
98.5
0.5
65,867
8,960
2033
94.5
98.5
0.5
65,867
8,960
2034
95.0
98.6
0.5
65,967
7,840
2035
95.5
98.7
0.5
65,867
8,960
2036
96.0
98.7
0.5
65,967
7,840
2037
96.5
98.8
0.5
65,967
7,840
2040
98.0
99.0
0.5
65,967
7,840
TOTAL
3,703,968
339,742
17,132
16,806
16,707
16,580
16,422
16,233
16,015
15,767
15,488
15,176
346,862
35,775
36,101
36,199
38,046
36,485
38,394
38,611
38,859
37,419
39,451
863,571
Fuente: Elaboración propia.
El presente Plan prioriza el desarrollo de usos productivos en la zona rural utilizando
fuentes de energía con RER, el financiamiento de estos proyectos está garantizado
con los recursos asignados a los proyectos de electrificación rural.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 434
1.6.4.2.3.1. Programa: “Implementación de Sistemas Fotovoltaicos-EólicosBiogas Productivos”
Se debe continuar con la implementación de sistemas fotovoltaicos, eólicos y biogás
para usos productivos, existen sistemas fotovoltaicos de 2 kWp que suministra
energía eléctrica con una generación máxima estimada de 12 kWh/día a 220VAC,
60 Hz, para la operación de bombas de agua para riego, refrigeradoras para
conservación de alimentos, esquiladoras, hiladoras, remalladoras y máquinas de
coser, las cuales ya han sido también implementadas en proyectos piloto, que se
encuentran en talleres comunales donde se realiza la fabricación de tejidos a base
de fibra de alpaca criadas en la propia localidad. Estas aplicaciones productivas
beneficiarán a los pobladores de las localidades alejadas y dispersas de los
departamentos de Puno, Arequipa, Cusco, Huancavelica, Cajamarca, Apurímac y
Tacna y da valor agregado que mejora la calidad de sus productos incrementado
sus ingresos económicos. El tipo de tecnología a considerar, deberá depender de la
oferta de recursos energéticos de la zona en evaluación, así como de los costos
asociados.
Asimismo, existen proyectos piloto en aldeas nativas autoproductoras en la selva,
cuyas fuentes de energía están basadas en el uso de biogás y sistemas
fotovoltaicos, para el desarrollo de la ganadería y productos lácteos, los cuales
deben ser apoyados con asesoría técnica y financiamiento. La sostenibilidad de
estos proyectos a fin de que sean considerados para generación de electricidad en
el ámbito rural, va a depender en mucho de que el marco regulatorio establezca un
precio de la electricidad generada con biomasa que pueda ser atractivo para estos
potenciales generadores. Se aplicaría el esquema actual de tener tarifas de
generación subsidiadas para generación con energía solar fotovoltaica en zonas
rurales. Luego, si se quiere justificar el apoyo del gobierno para este tipo de
generación, se tendría como argumentos que es más intensiva en abastecimiento
de la demanda que otras fuentes como la solar y que además como valor añadido
produce fertilizantes orgánicos (bioil), fortaleciendo la actividad agrícola.
1.6.4.2.3.2. Programa: “Implementación
Fotovoltaico-Minihidro”
de
Sistemas
Híbridos
Eólico-
A través de la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) se debe seguir
ejecutando sistemas híbridos eólico-fotovoltaico similar al Programa Euro-Solar,
para este caso también se buscaría esquemas de financiamiento con cooperación
internacional similares.
El sistema híbrido está compuesto por un generador fotovoltaico de 1,000 Wp y un
aerogenerador de 400 W para la operación de una antena satelital, teléfono IP,
equipos informáticos, equipo multimedia, cargador de pilas y baterías, refrigerador
de vacunas y un purificador de agua.
El Programa, concebido para promover las energías renovables comunitarias,
proporcionará a las comunidades rurales de nuestro país acceso a la energía
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 435
eléctrica generada por el sol y los vientos mediante un sistema híbrido. Para utilizar
la energía eléctrica generada, el sistema viene además con un conjunto de cargas
compuestas por una antena satelital, teléfono IP, equipos informáticos, equipo
multimedia, cargador de pilas y baterías, refrigerador de vacunas y un purificador de
agua.
Las localidades beneficiadas por el proyecto piloto, se encuentran ubicadas en las
regiones de Amazonas, Ayacucho, Cajamarca, Huancavelica, Ica, Junín,
Lambayeque, Piura, Puno, Lima, Apurímac, La Libertad y Cusco. El programa se
debe ampliar a otros departamentos, que incluya sistemas híbridos tales como:
solar – biogás y eólico – biogás en la sierra y selva peruana orientado
prioritariamente para uso productivo que genere ingresos a la población rural e
impulse la Inclusión Social.
1.6.4.2.4. Energía Solar Térmica
1.6.4.2.4.1. Calentamiento de Agua Residencial
La promoción de las energías renovables principalmente para el calentamiento de
agua es un aspecto que se debería priorizar si se tiene en mente reducir la
demanda eléctrica en el sector residencial urbano, debido al consumo de
electricidad en las termas y duchas eléctricas, de manera significativa. Actualmente
la penetración de los calentadores solares en los hogares peruanos es reducida,
sólo la ciudad de Arequipa tiene cerca de 40 000 termas solares instaladas. Esta
cifra representa cerca del 95% del total de termas instaladas en el país.
A partir de la información del consumo de energía eléctrica para calentamiento de
agua en los hogares peruanos recogida del Censo de Población y Vivienda 2007 y
la cantidad de suministros eléctricos residenciales al año 2010, se concluye que el
17% de hogares tienen terma eléctrica, lo que constituye un importante potencial de
sustitución. Ver Cuadro N° 1.6.92.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 436
Cuadro N° 1.6.92: Cantidad de Suministros Eléctrico s Residenciales BT5B
(Hogares) año 2010
REGIÓN
LIMA
ANCASH
APURIMAC
JUNIN
MOQUEGUA
AREQUIPA
TACNA
AYACUCHO
CAJAMARCA
CUSCO
PASCO
PUNO
TOTAL
17% CON TERMA ELÉCTRICA
50% POTENCIAL SUSTITUCIÓN
Cantidad Hogares
1,996,344
196,617
74,959
238,039
41,152
311,210
83,898
83,504
146,968
231,582
62,349
185,874
3,652,496
620,924
310,462
Fuente: Información Comercial OSINERGMIN, elaboración propia.
Ello es factible, dado el importante nivel de radiación solar que se dispone en la
mayor parte de la sierra sur del país y algunas regiones de la costa. Considerando
que existen modelos y experiencias a replicar como el caso de Arequipa, es
importante que el Estado defina la política sobre esta aplicación para difundir a otras
regiones que incluso tienen recursos solares mayores, pero su utilización no se
conoce o es muy limitado.
En el presente Plan se propone la introducción de 300,000 calentadores solares en
reemplazo de calentadores eléctricos, equivalente al 50% del parque de termas
eléctricas existentes en el Perú. Esta medida traería aparejada un ahorro importante
de 3,499 TJ/año (972 GWh/año), se estima una inversión de US$ 240 millones. Es
necesario resaltar que la fabricación de termas solares es intensiva en mano de
obra. Ver Cuadro N° 1.6.93.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 437
Cuadro N° 1.6.93: Ahorros con Proyecto de Sustituci ón de 300,000
Calentadores (Termas) Eléctricas por Solares
CONCEPTO
Cantidad de Termas
1. Reducción de la demanda (MW) (1/.)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000
15
30
45
60
75
90
30
30
30
30
30
30
30
30
30
162
324
486
648
810
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
583
1,166
1,750
2,333
2,916
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
19
39
58
78
97
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
87,480 174,960 262,440 349,920 437,400 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
1.31
2.62
3.94
5.25
6.56
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7. Inversiones netas requeridas (Millones de US$)
40
40
40
40
40
40
1/. Reducción de la demanda en horas punta del SEIN (18:00 a 20:00 horas), se estima que un 20% de las termas estaría operando en horas punta.
CONCEPTO
Cantidad de Termas
1. Reducción de la demanda (MW) (1/.)
2. Ahorros de energía (GWh/año)
3. Ahorros en consumo de energía (TJ/año)
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000 300,000
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
972
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
3,499
4. Ahorros facturación anual (Millones de US$)
5. Reducción emisiones (TM CO2/año)
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
117
524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880 524,880
6. Ingresos venta bonos carbono (Millones de US$)
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7.87
7. Inversiones netas requeridas (Millones de US$)
1/. Reducción de la demanda en horas punta del SEIN (18:00 a 20:00 horas), se estima que un 20% de las termas estaría operando en horas punta.
Fuente: Elaboración propia.
Para la implementación de los calentadores solares en el sector doméstico se
propone como incentivo la exoneración del pago del IGV en la adquisición de dichos
equipos, lo que permitirá reducir la barrera del costo inicial de inversión, siendo el
periodo de retorno de la inversión menor a dos años.
1.6.4.2.5. Propuesta de Innovaciones
En solar térmica se plantean, básicamente, tres líneas de innovación tecnológica
durante el horizonte del Plan, que se mencionan a continuación:
Desarrollo de Nuevos Captadores
Para aplicaciones a temperatura del rango del agua caliente puede ser interesante
en el Perú el desarrollo de captadores de bajo costo, basados en la aplicación de
nuevos materiales u otros conceptos.
Procesos de Fabricación
Se necesita por tanto una apreciable innovación en los procesos de fabricación,
comenzando por la automatización de los mismos e implementando nuevas líneas
con tecnologías avanzadas y nuevos productos. La implantación de los nuevos
estándares debe propiciar la implantación de mejoras que permitan alcanzar
mayores índices de calidad y el cumplimiento con las normativas de certificación o
certificados de calidad que se requieran en el Perú.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 438
Nuevas Aplicaciones
La refrigeración con energía solar por absorción, es una aplicación muy
prometedora con un alto potencial para la energía solar térmica ya que la demanda
de aire acondicionado en edificios está creciendo enormemente, con incremento de
consumo de energía eléctrica y de problemas de abastecimiento. Las otras
aplicaciones son:
•
•
•
•
Calefacción Solar.
Sistemas de Captación y Almacenamiento de Calor en Muros.
Sistemas de Colector Radiador y Almacenamiento.
Sistemas con Bomba de Calor y Radiador Colector.
En los procesos industriales, para muchos de ellos, una parte de la demanda de
calor podría ser cubierta con energía solar.
La desalinización solar es una aplicación que podría desarrollarse como solución en
situaciones específicas, por ejemplo para regiones como Moquegua y Tacna en
donde es escaso el recurso agua. La viabilidad técnica de la aplicación ha sido
ensayada en plantas de demostración en otros países y en Perú existen
instalaciones industriales como centrales térmicas o la refinería de Talara que
emplean desalinización mediante sistemas de osmosis inversa para sus procesos.
En cualquier caso, la desalinización mediante energías renovables en el marco del
Plan de Energías Renovables, en el área de energía, hará que se adopten las
medidas pertinentes para una colaboración estrecha en el marco del programa de
“Aplicación de las Energías Renovables a la Desalación con Energía Solar”.
1.6.4.3.
Objetivos y Estrategia para las Energía Renovables
El objetivo general del Plan de Energías Renovables es crear las condiciones que
incentiven la utilización de RER en los siguientes campos:
•
•
•
Generación con base en RER en el SEIN para diversificar las
fuentes de generación y reducir la vulnerabilidad ante el cambio
climático manteniendo un bajo nivel de emisiones de GEI.
Desarrollo de soluciones energéticas replicables para la población
dispersa y los sistemas aislados.
Instalación de soluciones energéticas para la producción de calor
industrial y calentamiento de agua en edificaciones.
El objetivo general se logrará mediante el cumplimiento de los objetivos específicos
que buscan reducir y/o eliminar barreras identificadas en el diagnóstico y crear
condiciones favorables. Los siguientes son los objetivos específicos y las respetivas
estrategias se describen en el Cuadro N° 1.6.94.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 439
Cuadro N° 1.6.94: Objetivos del Plan de Energías Re novables
OBJETIVOS
Profundizar en el
conocimiento del
potencial de recursos
de RER más
promisorias y facilitar
el acceso a la
información para los
interesados.
ESTRATEGIAS
Vincular al país a
convenios
internacionales de
investigación y
evaluación de recursos
de RER.
Incentivar la
penetración de RER
más promisorias con
el fin de diversificar
las fuentes de
generación y reducir
la potencial
vulnerabilidad frente
al cambio climático
Desarrollo de
capacidad, I+D+I y
apropiación
tecnológica
Crear condiciones para Desarrollo de proyectos
facilitar la instalación de de apropiación
RER competitivas.
tecnológica para el SEIN.
Determinar metas de
instalación y
Estructuración de un
generación y su
programa de mediciones. instrumentación
mediante regulación a
partir de política.
Definición de un marco
de pre licenciamiento
Continuar con los
ambiental,
proyectos de
ordenamiento del
conocimiento del
recurso y espacio, tal
potencial de PCH´s bajo
que faciliten la
un ambiente de Cambio
ejecución de proyectos
Climático.
y reduzcan la
incertidumbre.
Desarrollo de un
Sistema de Información
de RER.
Desarrollar proyectos de
apropiación tecnológica
para Sistemas Aislados.
Desarrollo de otros
proyectos de apropiación
tecnológica.
Conformación de una
Red Nacional de RER.
Completar los estudios
de prefactibilidad en las
tres aéreas geotérmicas
prioritarias.
Definir criterios de
asignación de recursos
para proyectos
específicos cuyo
potencial de utilización
sea promisorio.
Fuente: Elaboración propia.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 440
1.6.4.4.
Acciones, Mecanismos y Medidas de Fomento y Obligaciones para
la Incorporación de las RER al Mercado Eléctrico
El Plan formulado anteriormente está conformado por actividades de corto y
mediano plazo orientadas a crear las condiciones favorables para la penetración de
las RER en el largo plazo. La implementación de la mayoría de dichas actividades
puede contar con el apoyo de programas de asistencia técnica de la banca
multilateral y de otros organismos internacionales orientados a apoyar el desarrollo
de las RER.
La obtención, gestión y coordinación de las fuentes de financiamiento, la gestión y
coordinación de las diferentes actividades, de la actualización y monitoreo del Plan,
requiere claramente de un soporte institucional de alto nivel que debe ser provisto
por el gobierno nacional.
En general, el despegue de las actividades del plan puede darse mediante un
documento Plan de Energías Renovables en el cual se adopten las políticas y se
asignen las responsabilidades a cada institución involucrada. Adicionalmente, los
ajustes institucionales podrían ser adoptados para la reestructuración de la rama
ejecutiva. En la medida en que se desarrolle el Plan y acorde con su propia
dinámica, se podrán originar proyectos de ley que materialicen la adopción de
políticas y metas como podría ser el caso para una participación tipo portafolio de
las RER en el SEIN.
1.6.4.4.1. Requerimiento Institucional para el Desarrollo del Plan de Energías
Renovables
La decisión política consistente en darle un impulso especial a las RER requiere del
adecuado soporte institucional para la implantación, promoción, coordinación,
seguimiento y ajuste del Plan propuesto.
Las acciones y metas que se proponen de corto y mediano plazo, consistentes en
una serie de actividades y acciones en diferentes frentes, requiere de la promoción
y canalización de recursos internacionales, coordinación de convenios y de la
ejecución de los proyectos mismos, lo cual exige un esfuerzo importante de
recursos humanos, tecnológicos y de capacidad de coordinación y gestión.
El MEM debe fortalecer el arreglo institucional existente o evaluar la creación de un
organismo autónomo para impulsar el desarrollo de las energías renovables.
Las funciones que se deben priorizar son las siguientes:
•
Función 1. Gestión de Recursos
Una tarea fundamental es la identificación de las fuentes de recursos para proyectos
de RER, determinando su origen, objetivo de los programas de las agencias
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 441
internacionales, requerimientos para el otorgamiento de los recursos, los
compromisos que se establecen entre las partes y los mecanismos de evaluación y
seguimiento. Para ello se requiere personal dedicado a identificar las fuentes, a
asesorar a las partes nacionales interesadas en aplicar a esos fondos y a ponerlos
en contacto entre sí.
Los recursos para el plan provienen principalmente de cuatro sectores:
Gestión de Fuentes del Sector Público
En el sector público se pueden identificar recursos del presupuesto nacional para
financiar los gastos de funcionamiento. También es posible identificar recursos para
la Investigación, desarrollo, innovación y transferencia de tecnología principalmente
en CONCYTEC. En este sentido la FAO con cofinanciamiento del BID y fondos del
Estado peruano ha promovido proyectos de investigación en biomasa de mucho
potencial para el país. Además, en el desarrollo de las actividades y como resultado
de la motivación que logre despertar el Plan en el sector académico-investigativo se
pueden encauzar recursos de investigación de las universidades encaminados a las
líneas propuestas por el plan.
Gestión ante Agencias Internacionales
La gran importancia que se le ha asignado a los RER en la actualidad se ha
traducido en recursos disponibles actualmente en agencias internacionales de
cooperación y crédito. Sobre el particular es conocida la disponibilidad de recursos
de instituciones tales como el Banco Mundial y el Banco Interamericano de
Desarrollo, principalmente a través de diferentes programas.
Gestión de Asistencia Técnica Internacional
En particular, las agencias internacionales tienen programas de asistencia técnica
con recursos no reembolsables que pueden ser aprovechados para el
fortalecimiento de capacidades, programas y proyectos específicos que se formulen
dentro de los programas.
Gestión de Recursos del Sector Privado
El sector privado conformado por las empresas generadoras, distribuidoras y
comercializadoras de energía eléctrica junto con el sector industrial e investigativo
pueden adelantar alianzas estratégicas en donde los actores aporten su interés y
recursos para adelantar proyectos de RER.
Las micro financieras, sector en el cual el país ha cobrado enorme desarrollo,
ofrece un potencial interesante para este tipo de proyectos, al respecto existen
proyectos piloto que actualmente vienen desarrollando la ONG Microenergy de
Alemania junto con GTZ y entidades micro financieras en Huancayo y Arequipa
para fortalecer el mercado local de las termas solares que se debe replicar en otras
ciudades.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 442
•
Función 2. Coordinación, Gestión, Seguimiento y Evaluación de la
Ejecución del Plan
Coordinación. Se refiere a la puesta en funcionamiento y administración de
mecanismos de interlocución entre las diferentes partes involucradas en la ejecución
del plan.
Esta función comprende la identificación y la gestión ante las autoridades,
organismos y diferentes empresas para promover la asignación de recursos para
financiar la ejecución del plan en concordancia con las estrategias y actividades
propuestas. Por ejemplo, las actividades relacionadas con la valoración del aporte
de energía de las RER al SEIN requerirán la coordinación del OSINERGMIN y
COES.
Otra coordinación de especial importancia tiene que ver con la eficiente asignación
de recursos de las diferentes agencias de financiamiento para la ejecución del plan.
Gestión y seguimiento de la ejecución. Hace referencia a lograr que se realicen las
contrataciones necesarias para la ejecución de los diferentes estudios y proyectos
por parte de las autoridades y/o agentes que correspondan. Adicionalmente, deberá
realizar el seguimiento de los proyectos de acuerdo con los cronogramas que se
hayan pactado generando los informes de evaluación periódica (periodicidad por
ejemplo trimestral).
También gestionar los convenios interinstitucionales a nivel nacional e internacional.
Seguimiento y evaluación. Con base en evaluaciones anuales, la DGEE deberá
revisar y ajustar el plan para hacer los correctivos necesarios.
Adicionalmente, se considera necesario establecer un Comité Asesor de Política
cuya función es recomendar al gobierno nacional la adopción y ajuste de políticas
en materia de RER, y emitir opiniones y recomendaciones al gobierno nacional
sobre las estrategias y proyectos propuestos en el plan y sus revisiones.
Se pretende con este Comité que el Plan de RER se formule y ejecute con líneas de
acción claras y realistas que cuenten con el respaldo de la institucionalidad
académica y empresarial que se encuentre formalmente comprometida con las
RER. Este tipo de agentes hace referencia a centros de investigación
especializados, empresas de energía con recursos y planes destinados a apoyar las
RER, y personalidades reconocidas en el campo científico y tecnológico en la
investigación y desarrollo de las RER.
Idealmente el Comité debería estar conformado por personas del más alto nivel
dentro de las instituciones invitadas a formar parte del consejo y sus reuniones
presididas por el Viceministro de energía.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 443
Las reuniones deberían ser trimestrales con el fin de discutir los informes de
evaluación trimestrales del plan y de las propuestas de política.
1.6.4.4.2. Inversiones Requeridas (Costo del Plan de Energías Renovables)
El desarrollo del plan requiere principalmente de la decisión política de adelantarlo,
crear los agentes institucionales requeridos para ello y dotarlo de los recursos
necesarios para llevarlo adelante.
Los costos estimados de este plan son del orden de US$191 millones, cuyo detalle
se presenta en el Cuadro N° 1.6.95.
Cuadro N° 1.6.95: Costo Estimado del Plan
OBJETIVOS
2012
Corto
Plazo
Objetivo 1: Profundizar en
el
conocimiento
del
potencial de recursos de
RER más promisorias y 2,000,000
facilitar el acceso a la
información
para
los
interesados.
Objetivo 2: Incentivar la
penetración de RER más
promisorias con el fin de
diversificar las fuentes de 200,000
generación y reducir la
potencial
vulnerabilidad
frente al cambio climático
Objetivo 3: Desarrollo de
capacidad,
I+D+I
y 10,000,000
apropiación tecnológica
Objetivo 4: Financiamiento
de trabajos preliminares
200,000
para el desarrollo de la
geotermia y biomasa.
12,400,000
TOTAL RER
2013-2016
Mediano
Plazo
6,000,000
2017-2040 Costo Estimado
Largo
US$
Plazo
2,000,000
10,000,000
800,000
1,000,000
110,000,000
120,000,000
10,000,000 50,000,000
60,200,000
126,800,000 52,000,000
191,200,000
Fuente: Elaboración propia.
Los costos se encuentran desagregados por cada uno de los cuatro objetivos del
plan y los plazos, sean ellos de corto, mediano y largo plazo. En el largo plazo, la
estimación de los costos de las acciones que se derivan de los objetivos dos y tres,
da lugar a incertidumbres porque estos están ligados a los proyectos que finalmente
se decida implementar durante el corto y mediano plazo de los objetivos
mencionados.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 444
Como se ha mencionado anteriormente, las fuentes de financiamiento no solamente
serían de origen nacional y de recursos del Estado sino también de fuentes
internacionales.
1.6.4.4.3. Difusión del Plan de Energías Renovables
El Plan debería entrar en un proceso de discusión, ajuste y adopción. Como se ha
estipulado en los Términos de Referencia de este estudio, este informe contiene una
propuesta inicial que debería dar lugar al proceso mencionado.
El elemento clave, central y decisivo del futuro de las RER es la decisión política de
desarrollar un Plan para estas fuentes. Tomada ya una decisión sobre el particular,
el proceso de discusión y ajuste del Plan lo debería liderar la DGEE o la institución
que designe el MEM para tal fin. Este proceso debe conducir a un ajuste del plan y
debería ser adoptado por medio de un documento PLAN sobre RER.
Para difundir el Plan, en las diferentes etapas de discusión y ajuste, se proponen los
mecanismos siguientes:
•
•
•
Difusión a través del Portal de Internet del MEM.
Difusión a través de Portales de Internet gremiales, como por
ejemplo, APER, CER-UNI, Universidades, buscando que estos
gremios establezcan hipervínculos a la página Portal de Internet del
MEM.
Presentación del Plan:
A instituciones del Estado las cuales serían seleccionadas
por el MEM, a través de la DGEE.
En foros y congresos de índole educativo, investigativo,
gremial (sector energía y ambiental).
Los comentarios y observaciones deberían ser discutidos, valorados e incorporados
en el Plan para llegar así a un plan ajustado.
Si bien este documento contiene una propuesta inicial de Plan, se considera que el
proceso de ajuste debería realizarse durante el primer semestre de 2012.
Durante el desarrollo del Plan, las ideas de proyecto de los desarrolladores se irán
transformando paulatinamente en proyectos factibles. Con los proyectos en
diferentes fases de su desarrollo se establecería una cartera o portafolio de
proyectos. De común acuerdo con los desarrolladores y solamente bajo su decisión
soberana, los proyectos convenidos se podrían presentar en una campaña de
promoción de inversionistas en los cuales no solamente se presentaría el Plan de
RER a todos los actores sino que se buscaría atraer a diferentes actores
interesados en los proyectos de RER. Sin embargo, una condición necesaria para
un evento de este tipo es la existencia del portafolio de proyectos que aún no está
disponible.
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 445
También es de advertir la presencia de desarrolladores de proyectos que podrían no
estar interesados en presentar sus proyectos en un evento de esta naturaleza. La
experiencia indica que los desarrolladores van durante el progreso del proyecto
asociando las diferentes componentes necesarias (ingeniería, financiamiento, etc.)
en un proceso que se ha acostumbrado a generar directamente con los
financiadores y proveedores de equipos y servicios antes que buscarlos en un
evento como el mencionado.
1.6.4.4.4. Incentivos
Los incentivos vigentes para promover las inversiones en energías renovables están
establecidos en las leyes que otorgan beneficios tributarios, tales como:
•
Ley Nº 28876: Dispone que la generación de energía eléctrica con
recursos hidráulicos y otros renovables pueden acogerse al régimen de
recuperación anticipada del Impuesto General a las Ventas (IGV).
•
Decreto Ley Nº 1058: Dispone el beneficio de la depreciación acelerada
de activos —hasta 20 por ciento cada año—para efectos del pago del
Impuesto a la Renta, relativo a las inversiones en hidroeléctricas y demás
energías renovables.
Por otro lado el Decreto Legislativo N°1002, ha estab lecido una prima para que los
ingresos que se generen por la energía que se entregue al sistema garanticen la
recuperación de la inversión.
Se considera que los beneficios tributarios que establece la Ley N° 28876, el
Decreto Ley N°1058 y los incentivos del Decreto Legislat ivo N°1002 consitituye una
base muy adecuada para promover el desarrollo de las energías renovables en el
país, ello está confirmado por el avance logrado por las dos subastas realizadas
hasta la fecha.
No obstante dichos incentivos sólo están dirigidos a la generación de energía
eléctrica por lo que se debería ampliar para impulsar el desarrollo de tecnologías
para usos térmicos como termas solares y biodigestores (RER-domésticas) que si
bien es cierto están integrados en el mercado; sin embargo, podrían tener un uso
masificado, aplicando exoneraciones tributarias (IGV), reducción de aranceles a la
importación, líneas de crédito blandas, etc. Las tasas de financiación de las líneas
de crédito blandas para estos proyectos deben facilitar la entrada de estas
tecnologías al país y promover la inclusión social y el desarrollo de las zonas
rurales, las soluciones ofertadas por organismos como BBVA, COFIDE, requieren
de nuevos esquemas que faciliten la penetración de las RER-domésticas en el país.
1.6.4.4.5. Estándares por Tamaño de RER
Para optimizar el aprovechamiento de un recurso energético renovable se buscará
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 446
las tecnologías y tamaños disponibles en el mercado que estén de acuerdo a la
demanda de energía y a las características operativas del sistema donde será
instalado. También se tendrán en cuenta las posibilidades que ofrecen dichas
tecnologías (asociadas al tamaño) para el desarrollo de la capacidad de producción
nacional.
a.
Energía Eólica
La energía eólica ha tenido un desarrollo impresionante en los últimos 20 años, así
se ha pasado de turbinas de 50 kW en 1985 a turbinas de 3,6 MW en el 2005 con
diámetros de aspas del orden de los 120 m.
Asimismo, para el futuro se espera el desarrollo de turbinas de hasta 20 MW, las
cuales serán utilizadas principalmente en parques marinos, debido a que requieren
de velocidades de viento significativas, estimándose que entren en operación hacia
el 2020. Ver Gráfico N° 1.6.57.
Gráfico N° 1.6.57: Turbinas Eólicas y las Perspecti vas Futuras
Fuente: Garrad Hassan.
b.
Energía Solar
En la actualidad existen oferta de huertos o parques solares en diferentes tamaños
de instalación y claro está, en diferentes volúmenes de inversión, desde los más
modestos una instalación de 2.5 kWp, hasta los que quieren llegar a una potencia
de 100 kWp instalados.
Para tener una idea más o menos aproximada, se destacan algunos ejemplos de
instalaciones de distintas potencias, situadas en una provincia española de
radiación media, tomando como referencia de valoración, los datos económicos del
Contrato F-001-0-11010/10984 - “Consultoría para la Elaboración de una Nueva Matriz Energética
Sostenible y Evaluación Ambiental Estratégica, como Instrumentos de Planificación en el Perú”
Pág. 447
Centro de Información de la Industria fotovoltaica.
Cuadro N° 1.6.96: Tamaños y Producción de Energía d e Parques Solares
Superficie que
Inversión
Potencia de Ocuparía dentro
Orientativa
Instalación
del Parque
Aproximada
(kWp) (*1)
Solar
(€) (*3)
(m2) (*2)
2.5
5
10
20
50
100
19
38
76
151
374
747
18,900
35,280
70,560
141,120
350,280
699,300
Producción
Anual
(kWh/año) (*4)
3,445
3,889
13,779
27,557
68,401
136,557
Fuente: ASIF (Centro de Información de la Industria fotovoltaica).
Notas explicativas:
(*1) Potencia de la instalación. Suma de las potencias de los paneles instalados.
(*2) Superficie aproximada de una instalación cuya potencia está definida en el punto (*1).
(*3) Inversión orientativa aproximada, expresada en euros, tomando como referencia los datos
económicos de ASIF (Centro de Información de la Industria fotovoltaica).
(*4) Producción anual estimada, tomada de una provincia de radiación solar media, expresada en
kWh/anuales. Este sería el valor de la energía vendida a la empresa suministradora de la zona
(energía inyectada a la red eléctrica).
c.
Energía Geotérmica
Las economías de escala podrían reducir significativamente los costos de algunos
componentes. Se estima que el costo de capital (incluyendo el costo de perforación)
de plantas geotérmicas con capacidad desde 50MW a 150MW decrecen
exponencialmente de acuerdo a la siguiente relación:
CC = 2,500e-0.0025(P-5) Miles de US$
En donde CC representa el costo del capital y P es la potencia del
proyecto.
Para P = 50 MW el costo de capital es CC = 2,797.68 Miles de US$ y
para P = 150 MW CC = 3,592.29 Miles de US$.
Las publicaciones actuales proporcionan datos en cuanto a estimación de costos
por unidad de energía generada para los distintos tipos de yacimientos en cuanto a
calidad, y escalas de generación, los cuales, aunque puedan diferir de los valores
reales actuales, sirven como comparación relativa:
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Pág. 448
En el Cuadro N° 1.6.97 se presenta la evaluación de c ostos de energía generada
con Geotermia.
Cuadro N° 1.6.97: Costo Estimados de Energía Genera da con Geotermia
Tamaño de la
Planta
Costo unitario
(ctvs. US$/kWh)
Yacimiento de alta
calidad
Costo unitario
(ctvs. US$/kWh)
Yacimiento de
media calidad
Costo unitario
(ctvs. US$/kWh)
Yacimiento de baja
calidad
Pequeñas Plantas
(<5 MW)
5.0 - 7.0
5.5 - 8.5
6.0 - 10.5
Pequeñas Plantas Medianas
(5-30 MW)
4.0 - 6.0
4.5 - 7.0
No recomendable
Grandes Plantas
(>30 MW)
2.5 - 5.0
4.0 - 6.0
No recomendable
Fuente: Geothermal Energy Association.
En el Cuadro N° 1.6.98, se presentan las inversione s en plantas geotérmicas en
función del tipo de recurso y escala de utilización:
Cuadro N° 1.6.98: Costo Estimados de Inversión y Es cala de Utilización
Geotermia
Tamaño de la
Planta
Actividad
Pequeñas Plantas
(<5 MW)
Pequeñas Plantas
Medianas
(5-30 MW)
Recurso de
Media Calidad
(US$)
Exploración
400 - 800
400 - 1000
Campo de Vapor
100 - 200
300 - 600
Planta Geotérmica
1,100 - 1,300
1,100 - 1,400
Total
1,600 - 2,300
1,800 - 3,000
Exploración
250 - 400
250 - 600
Campo de Vapor
200 - 500
400 - 700
Planta Geotérmica
850 - 1,200
950 - 1,200
1,300 - 2,100
1,600 - 2,500
Exploración
100 - 200
100 - 400
Campo de Vapor
300 - 450
400 - 700
Planta Geotérmica
750 - 1,100
850 - 1,100
1,150 - 1,750
1,350 - 2,200
Total
Grandes Plantas
(>30 MW)
Recurso de Alta
Calidad
(US$)
Total
Fuente: Geothermal Energy Association.
En función de lo anterior, y tomando los promedios en cada caso, de acuerdo a los
datos que se publican en la WEB se puede entonces efectuar una comparación de
costos entre la generación geotérmica y los otras formas más convencionales de
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Pág. 449
generación, sobre la base de tamaños o escalas similares.
Para ello se consideran algunos de los rubros principales en la formación de los
costos respectivos, los cuales en algunos casos, son solamente de aplicación o con
incidencia en los casos de generación geotérmica.
1.6.4.4.6. Condiciones de Aplicación Según Zona Geográfica
Las condiciones de aplicación geográfica que se han tenido en cuenta para la
selección de los proyectos RER son las siguientes:
o
o
o
o
o
Disponibilidad y ubicación de los recursos.
Accesos y vías de comunicación.
Menores impactos socioambientales.
No afectación de áreas protegidas y zonas arqueológicas.
Disponibilidad de sistemas de transmisión para la evacuación de la energía
generada.
Se ha determinado la capacidad instalada de energías renovables tanto por áreas
geográficas como por tecnologías, como se indica a continuación.
Gráfico N° 1.6.58: Potencia Instalada RER- Año 2040
Potencia instalada RER -Año 2040
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Año 2040
centro
norte
sur
242.3
200
180
432
510
400
Geo
500
250
750
Solar
120
40
200
Biomasa
Eolica
Biomasa
Centro
Norte
Sur
Total General
242
200
180
622
Eólica
432
510
400
1,342
Geo
500
250
750
1,500
Solar Total General
120
40
200
360
1,294
1,000
1,530
3,824
Fuente: Elaboración propia.
Se ha realizado la evaluación económica para cada tecnología RER, considerando
los costos promedio de implementación cada tecnología RER y los costos promedio
de generación de energía, y los aportes de producción al SEIN dividido en tres
zonas geográficas del Perú: Norte, Centro y Sur. El ingreso de cada uno de los
proyectos identificados en cada zona ha sido programado de manera progresiva,
con el objetivo de alcanzar la meta del 20%, respecto al total de energía generado
en el SEIN para el periodo 2030-2040. Respecto a los proyectos con RER para
electrificación rural y uso productivo se ha tomado como Base el PNER 2012-2021
el cual está distribuido por regiones y Sistemas Eléctricos Rurales, el mismo ha sido
ampliado hasta el año 2040 a nivel nacional de manera integrada, considerando
mayores inversiones en proyectos de uso productivo con RER, tomando como base
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de financiamiento las transferencias de recursos públicos y los aportes de los
usuarios (Ley N° 28749).
1.6.4.4.7. Integración al Mercado RER
Las tecnologías RER se van a integrar al mercado en la medida que se superen las
barreras que existen actualmente. Entre las barreras más importantes están los
altos costos de dichas tecnologías que hacen menos competitivas a las RER frente
a las tecnologías tradicionales. Esta barrera como se ha mencionado anteriormente,
se ha planteado superarla con incentivos como está ocurriendo actualmente para el
caso de la generación eléctrica con RER a través de subastas e incentivos
económicos (prima, depreciación acelerada, pago anticipado del IGV, prioridad en el
despacho, entre otros)
Por lo tanto, la política debe encaminarse a que dichos incentivos vayan
modificándose progresivamente en la medida que los costos de inversión, operación
y mantenimiento de dichas tecnologías disminuyan con el tiempo. De esta forma el
proceso de integración se hará sostenible y progresivamente se irán eliminando
dichos costos adicionales. Mientras este proceso se va consolidando es importante
estimar el impacto económico en el usuario final y monitorearlo periódicamente.
Otra barrera importante constituye el escaso conocimiento de los recursos
energéticos renovables, en este caso se requiere evaluar de manera sistemática
dichos recursos y desarrollar carnet de proyectos con estudios de preinversión y
evaluaciones ambientales para cada tecnología, a fin de facilitar la participación del
sector privado en su implementación.
Por otro lado, existen tecnologías como el calentamiento de agua mediante energía
solar a través de las llamadas termas solares que ya están integradas en el
mercado y que son competitivas con otras tecnologías existentes. Aquí la
intervención del Estado debiera estar orientada a facilitar la información al usuario
de los beneficios por utilizar estas tecnologías y de los rangos de calidad de
fabricación y operación que tienen los distribuidores de estos equipos que operan en
el país. También será importante determinar los niveles de los requerimientos de
estos recursos como por ejemplo calentamiento de agua con energía solar, a nivel
nacional y regional.
1.6.4.4.8. Criterios para Definir la Estructura de las RER para las Subastas de
Energía Eléctrica
En la oferta de los planes eléctricos se asumió como criterio inicial partir de una
determinada contribución de las energías renovables; definida a priori esta
participación se buscó su composición con tecnologías eólica, solar geotermia y
biomasa en función de sus indicadores más relevantes, como por ejemplo el factor
de planta, costo unitario de generación, costo de inversión y disponibilidad del
recurso energético.
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Con la aplicación de dicho criterio el resultado fue una estructura de oferta de
energías renovables hacia el final del periodo 2040 que prioriza la geotermia, luego
la biomasa, la energía eólica y la energía solar.
En relación a los criterios para determinar la estructura de generación para las
nuevas subastas se debería tener en cuenta lo siguiente:
a)
b)
c)
Un primer aspecto es la disponibilidad de proyectos existentes por tipo de
tecnología al momento de hacerse la convocatoria de la subasta. Para ello
será muy importante contar con el plan de energías renovables que establece
el Decreto Legislativo N°1002. La cartera de proyectos RER debe contener
información detallada sobre las características de los proyectos como
potencia instalada, energía anual generada y el costo de generación
(US$/kWh), de este modo se tendría identificado el potencial de generación
por tipo de fuente RER.
Estimado y analizado el potencial de generación por fuente y sus costos de
generación por tecnología, así como la energía requerida se deberá simular
el impacto en la tarifa. Luego los porcentajes a cubrir por tecnología deberían
calcularse de tal forma que el impacto al usuario final (incremento de la tarifa
eléctrica) este dentro de un valor aceptable. Para determinar este valor, se
debería trabajar encuestas “focus group” y basarse en estudios previamente
realizados.
Queda claro que siguiendo esta metodología se podría llegar a varias
combinaciones de tecnologías RER que obtengan un impacto en la tarifa
debajo del tope establecido. Luego, quedaría definir un criterio de cual
combinación de tecnologías debería preferirse. De este modo, se cumpliría
que las cuotas por fuente RER estén por debajo de su potencial disponible,
además que el impacto en el usuario esté dentro de los rangos
c