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# 12Proyecciones de la
Matriz Energética alLargo Plazo
Ricardo Alejos
Proyecciones de la Matriz Energética al Largo Plazo
# 12
Ricardo Alejos
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Presidente de la RepúblicaOllanta Humala Tasso
Presidente del Consejo de MinistrosÓscar Valdés Dancuart
Presidente del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento EstratégicoGermán Alarco Tosoni
Miembros del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento EstratégicoJosé Antonio Arévalo Tuesta, Javier Enrique Dávila Quevedo, Vladimiro Huaroc Portocarrero, Grover Germán Pango Vildoso, José Fernando Valdéz Calle
Director Nacional de Prospectiva y Estudios EstratégicosJoel Jurado Nájera
Director Nacional de Coordinación y Planeamiento Estratégico (e)Ramón Pérez Prieto
Director Nacional de Seguimiento y EvaluaciónElías Ruiz Chávez
Ciencia y TecnologíaModesto Montoya Zavaleta
Asesor encargado de publicacionesLuis Lozano Grández
© Centro Nacional de Planeamiento EstratégicoAv. Canaval y Moreyra 150, Edificio Petroperú, piso 10, San Isidro, Lima, PerúTeléfono: 711-7300Correo electrónico: planperu@ceplan.gob.peDirección URL: www.ceplan.gob.peDerechos reservadosPrimera edición: diciembre de 2011Hecho el depósito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N.°: 2011-15808ISBN: 978-612-46106-4-6Imprenta: JL Hang Tag & Etiqueta S.A.CTiraje: 2 000 ejemplares
El CEPLAN no necesariamente coincide con el contenido y las opiniones vertidas por los autores en los trabajos que publica. Autoriza la reproducción parcial o total de este material por cualquier sistema mecánico, electrónico y otro, sin fines de lucro y citando la fuente.
CONTENIDO
Presentación ............................................................................................................ 7
Introducción ........................................................................................................... 9
1 Marco General de la Investigación .................................................................. 15
1.1 Plan Estratégico de Desarrollo Nacional al 2021 ...................................... 15
1.2 Política del Ministerio de Energía y Minas ................................................ 16
1.3 Metodología Utilizada. ............................................................................ 17
1.3.1 Información a utilizada en la elaboración de escenarios. ................ 18
1.3.2 Software LEAP ................................................................................ 18
1.3.3 Base de datos utilizada. .................................................................. 20
2 Contexto Internacional ................................................................................... 21
2.1 Crecimiento Económico Global ............................................................... 21
2.2 Consumo Mundial de Energía .................................................................. 21
2.3 Reservas de Hidrocarburos por Regiones ................................................. 24
2.4 Petróleo ................................................................................................... 25
2.4.1 Reservas de petróleo ....................................................................... 25
2.4.2 Producción de petróleo ................................................................... 26
2.4.3 Precios de petróleo ......................................................................... 27
2.5 América Latina ......................................................................................... 28
3 Desarrollo de la Matriz Energética .................................................................. 31
3.1 Consumo de Energía por Fuentes ............................................................. 31
3.2 Consumo de Energía por Sectores ............................................................ 32
3.3 Desarrollo de la Matriz Energética de Producción de Electricidad ............ 34
3.3.1 Demanda de electricidad ................................................................ 34
3.3.2 Producción y capacidad de producción de electricidad. ................. 35
4 Contexto del Año Base 2009 .......................................................................... 39
4.1 Reservas de Energéticos. .......................................................................... 39
4.2 Consumo de Energía por Fuentes y Sectores. ........................................... 41
4.3 Producción de Energía Primaria ............................................................... 42
4.4 Importación y Exportación de Energía Primaria ........................................ 43
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4.5 Situación de la Producción y Abastecimiento de Electricidad................... 44
5 Resumen de los Escenarios Simulados ............................................................ 49
6 Resultados de Escenarios Tendenciales del 2011 al 2016 ................................ 53
6.1 Escenario A .............................................................................................. 53
6.1.1 Demanda ........................................................................................ 53
6.1.2 Oferta ............................................................................................. 56
6.1.3 Resultados del Escenario A ............................................................. 58
6.2 Escenario B .............................................................................................. 62
6.2.1 Demanda ........................................................................................ 62
6.2.2 Oferta ............................................................................................. 64
6.2.3 Resultados del Escenario B .............................................................. 64
6.3 Análisis del Sector Eléctrico ..................................................................... 68
6.3.1 Incertidumbres que afectan la generación de electricidad ............... 68
6.3.2 Restricciones de transporte de electricidad ..................................... 69
6.3.3 Restricciones de transporte de gas natural ....................................... 70
6.3.4 Situación de la reserva eléctrica en el próximo quinquenio ............ 70
7 Resultados de Escenarios Prospectivos del 2011 al 2040 ................................ 71
7.1 Crecimiento Económico ........................................................................... 71
7.2 Escenario I ............................................................................................... 71
7.2.1 Demanda ........................................................................................ 71
7.2.2 Oferta ............................................................................................. 72
7.2.3 Resultados del Escenario I ............................................................... 73
7.3 Escenario II .............................................................................................. 75
7.3.1 Demanda ........................................................................................ 75
7.3.2 Oferta ............................................................................................. 76
7.3.3 Resultados del Escenario II .............................................................. 77
7.4 Escenario III ............................................................................................. 79
7.4.1 Demanda ........................................................................................ 79
7.4.2 Oferta ............................................................................................. 80
7.4.3 Resultados del Escenario III ............................................................. 81
7.5 Requerimientos Primarios – Por Escenario ................................................ 84
10 Conclusiones .................................................................................................. 87
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PRESENTACIÓN
Una preocupación de muchos países consiste en plantear escenarios a mediano y largo plazo para el sector energético. Lo anterior debido a la importancia y a las modifi cacio-nes continuas en dichos mercados. En algunos casos esta preocupación se origina por los elevados costos de los energéticos como consecuencia de la situación económica mundial, en otros, se torna imprescindible porque no existe disponibilidad de energéti-cos sufi cientes para atender la demanda de poblaciones y sectores productivos.
En el caso peruano, con la entrada en operación del proyecto Camisea en el año 2003, se inició el proceso de cambio de la matriz energética. Esta era defi citaria en hidrocarburos y se orientó a ser exportadora neta de éstos en el largo plazo. Este pro-ceso de cambio no se inició en el año 2003, sino a inicios de la década con la fi rma de los contratos de explotación con el consorcio Camisea. A la fecha, la importancia creciente del gas natural exige mayores ampliaciones en las instalaciones previstas al inicio del proyecto.
Una de las primeras conclusiones que se derivan del proceso de prospectiva del sec-tor energía, es que los cambios de la matriz energética implican periodos largos de maduración que pueden tomar de 10 a 20 años. La experiencia de Camisea es un ejemplo palpable de esto, ya que este proceso se dió inicio en la década de 1980 con el descubrimiento de los yacimientos.
La matriz energética original está sujeta a los efectos negativos derivados de las fl uc-tuaciones del precio del petróleo. Por ello, se puede inferir que las acciones futuras del país se orientarán principalmente -en la medida de lo posible- a disminuir esa dependencia mediante políticas de Estado que reorienten el consumo.
El potencial de la hidroenergía para la generación eléctrica es todavía poco utilizado (60 GW). El mismo podría verse reducido debido no sólo a la mayor explotación futu-ra del recurso y a los inconvenientes para la construcción de centrales hidroeléctricas en la Amazonía y otras zonas del país.
Esto llevaría a la necesidad de evaluar en un horizonte mayor de análisis el ingreso de la tecnología nuclear y del mayor uso de las energías renovables no convencionales como podrían ser la eólica, solar y otras como los biocombustibles. Sin embargo, aún cuando se han emitido normas que obligan algunas cuotas asociadas al ingreso de algunos de estos energéticos, en el presente trabajo, no se ha evaluado la oportunidad y viabilidad de los mismos.
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Esta prospectiva del sector energía comprende inicialmente un breve análisis nacional e internacional de las fuentes y usos de la energía. Luego continúa con una revisión del desarrollo de la matriz energética de los últimos años ahondando en los detalles de la matriz eléctrica.
Posteriormente se elabora el análisis de las condiciones del año base 2009, y en se-guida se establecen los escenarios tendenciales de crecimiento de la economía para presentar al fi nal los resultados de las simulaciones sobre la demanda, oferta y reser-vas de energía.
Se considera que el presente documento de trabajo servirá para motivar el debate sobre estos temas que interesan tanto al público en general como a los profesionales involucrados en las actividades del sector energía.
Lima, diciembre de 2011
Germán Alarco Tosoni Presidente del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento Estratégico
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INTRODUCCIÓN
El Perú se encuentra en un proceso de crecimiento económico continuo desde hace 10 años. Para sostener dicho crecimiento es necesario asegurar el suministro energéti-co, pues es insumo esencial en toda actividad diaria de la población y en la actividad productiva. Asegurar un suministro continuo y de calidad no es condición sufi ciente para contribuir al crecimiento económico sino también que es necesario asegurar precios competitivos de los energéticos, los mismos que redundarán en una mayor competitividad de los productos nacionales en el mercado internacional y mejores condiciones para la población.
En el último lustro el sector energético ha afrontado hechos que le han exigido a los gobiernos de turno tomar acciones de emergencia y excepcionales para evitar prin-cipalmente dos hechos. El primero de ellos fue la interrupción o insufi ciencia, en algunos momentos, del abastecimiento de hidrocarburos (en particular gas licuado de petróleo [GLP] y gas natural) y también la interrupción o racionamiento de electri-cidad, en este último caso afectando a grandes usuarios de electricidad mayormente dedicados a la minería en la zona norte del país.
El segundo hecho de importancia fue la abrupta subida de los precios internacionales del petróleo meses antes de la crisis fi nanciera internacional del año 2009, luego de lo cual los precios bajaron y a la fecha han recuperado parte de su valor previo a la crisis manteniéndose relativamente altos, esto afectó a todos los consumidores no sólo de hidrocarburos sino también en la producción eléctrica.
A los dos puntos anteriores se suma con importancia creciente en Perú y a nivel mun-dial los impactos del sector energía en el medio ambiente y en las relaciones sociales entre el Estado, las poblaciones aledañas y empresas. En el caso del medio ambiente las actividades del sector energía impactan en la construcción de nueva infraestructu-ra y en la operación de las mismas. En lo social, en los territorios en los cuales se ubi-can estos proyectos se encuentran poblaciones que viven históricamente en pobreza y además se afecta el recurso agua (del cual dependen) sea por su uso o por contamina-ción accidental. Todo ello genera oposición y en otros casos rechazos al desarrollo de infraestructura de explotación de energéticos. Estos impactos sociales y ambientales afectan a su vez el desarrollo del sector y hacen necesario por lo tanto generar meca-nismos de diálogo y negociación para ejecutarlos según los requerimientos de energía y en plazos determinados.
Las políticas implementadas a inicios de la década de 1990 diseñaron un esquema del
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sector energético basado en el libre mercado, la inversión privada y la regulación del Estado, manteniendo a este último actor en la labor normativa del sector, permitiendo a la inversión privada el manejo y la inversión del sector energía. Dichas reformas no se terminaron de implementar por completo por diversas razones, por ello, a la fecha existen empresas estatales que le permiten al Estado tener cierta capacidad de actua-ción en determinados mercados.
Otra de las características del modelo implementado durante la década de los noventa fue que la actividad de planifi cación para prever inversiones y su ejecución se dejaron al libre actuar de los actores privados.
Por lo comentado hasta ahora se ha venido generando consenso entre los actores del sector sobre la necesidad de volver a realizar planifi cación no sólo en la energía sino también en otros sectores del Estado. Esta experiencia peruana en el sector energía no es la única en el escenario internacional pues las llamadas “crisis energéticas” se han presentado en otros países que implementaron en parte o en mayor medida el mismo modelo como Chile, Argentina y Brasil.
En este contexto brevemente descrito se hace necesario reconocer la situación actual, evaluar lo ejecutado y sobretodo planifi car el futuro.
Reorientar el sector energético implica plantear objetivos principales del mismo. En este caso nos permitimos enumerar tres objetivos principales que también son co-munes a otros países del mundo para sus respectivos sistemas energéticos. El primer objetivo es lograr la llamada seguridad o independencia energética la cual implica que cada país tenga acceso abundante a la energía de manera segura y con un uso efi ciente y sostenible.
El segundo objetivo debe ser asegurar precios que no afecten la economía nacional e impidan su desarrollo. Y un tercer y último objetivo es lograr que el abastecimiento sea sustentable, en balance y cuidado en lo posible del medio ambiente y la pobla-ción para no generar confl ictos sociales sino más bien oportunidades de desarrollo para el Estado, la empresa y el país.
Uno de los primeros pasos para el proceso de planifi cación es determinar las variables de demanda y oferta futura y la evaluación de las reservas de tal manera de permitir-nos el autoabastecimiento y el manejo a los vaivenes de los precios internacionales.
El presente trabajo desarrolla una aproximación para determinar lo enumerado en el párrafo precedente, cuantifi cando cuáles serán los requerimientos energéticos (hidro-carburos y electricidad) del país en los próximos años según el crecimiento económi-co esperado, cuál es la infraestructura necesaria para atenderlos, cuál es la participa-ción porcentual de cada fuente en la matriz energética futura al año 2040 y cómo será la evolución de las reservas de energéticos propios en dicho periodo.
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Los estimados futuros se desarrollan en cinco escenarios, dos de mediano plazo consi-derado el periodo 2011 – 2016 y tres de largo plazo 2011 – 2040. Para los dos prime-ros tiene como premisas dos escenarios de desarrollo económico alto y medio, para el largo plazo, tres escenarios, alto, medio y bajo.
Las condiciones de la oferta de largo plazo consideran la utilización mayoritaria del recurso hídrico para la expansión del sector eléctrico. Para el sector hidrocarburos dos de los escenarios (bajo y medio) consideran el desarrollo de nuevas reservas de gas natural y de petróleo que son conocidas a la fecha pero que aún no inician su explotación.
La metodología utilizada para la simulación de la matriz energética es la denominada técnica de escenarios. Esta técnica es un instrumento de prospectiva que permite rea-lizar la exploración del futuro con el objeto de analizar estados posibles del sistema energético nacional y sus eventuales implicancias sobre otros aspectos más específi -cos, como podría ser un sector económico de la cadena de suministro de una fuente de energía.
Se han utilizado como información base los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos más recientes elaborados por el Ministerio de Energía y Minas, los mis-mos que han sido actualizados con la información más reciente sobre la demanda y oferta actual del mercado energético en el Perú, que se encuentra publicada en los últimos balances de energía de los años 2008 y 2009.
El software utilizado para el manejo de los datos es el modelo LEAP (Long- range Ener-gy Alternatives Planning System) desarrollado por el Stockholm Environment Institute (SEI-US). El cual es regularmente actualizado por el SEI-US, y una serie de institucio-nes académicas internacionales, entre ellas Fundación Bariloche.
La base de datos utilizada consta de los balances de energía históricos desde el año 1980 al año 2007, utilizando información publicada por The International Energy Agency (IEA) y publicada en la página web ([en línea] http://www.energycommunity.org/) en el formato utilizado por el modelo LEAP, esta información ha sido verifi ca-da con los balances publicados por el Ministerio de Energía y Minas y debidamente actualizada para los años 2008 y 2009 y corregida en algunos casos para mantener coherencia en los datos históricos.
Este trabajo por lo tanto abarca en su primera parte una vista general de los contextos internacional y nacional en los cuales se muestran algunos aspectos relacionados a la relación entre el crecimiento económico global y los consumos de energía, la si-tuación de las reservas mundiales de energía y una vista rápida a las condiciones del recurso petróleo a nivel mundial. Continúa con un análisis del desarrollo histórico de la matriz energética nacional por fuentes y sectores productivos tomando principal-mente datos del Ministerio de Energía y Minas y también una revisión del desarrollo
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del sector eléctrico de los últimos años. Para iniciar las proyecciones de la matriz energética futura de mediano y largo plazo se determina las condiciones del año base utilizado, en este caso el 2009 pues se tenía a la fecha de elaboración de este docu-mento la información completa de dicho año. Para la elaboración de los escenarios de mediano y largo plazo se establecieron también las condiciones asumidas de futuros, según lo indica la metodología prospectiva de escenario, estableciendo dos escena-rios para el mediano plazo y tres para el largo plazo. Finalmente, las dos últimas partes de este documento presentan la cuantifi cación futura de la matriz energética para los escenarios de mediano plazo (2011-2016) y de largo plazo (2011 – 2040).
Si bien parte de los temas importantes en la coyuntura actual del sector es la evalua-ción de mayor cantidad de ingreso de energías renovables en la matriz energética del sector eléctrico no se han elaborado escenarios de un mayor ingreso en la producción anual de los mismos. A la fecha se ha establecido por ley que un 5 por ciento del total de la producción eléctrica esperada sea basada en recursos renovables, además bajo dicha norma se han realizado dos subastas asegurando para los próximos años el in-greso de proyectos de renovables eólicos, minihidráulicos, solares y de biomasa. Por lo tanto la producción con energías renovables se ha mantenido constante a los largo del periodo estudiado.
Tampoco el presente estudio considera el impacto probable del cambio climático en las condiciones hidrológicas de la producción eléctrica pues la misma presenta to-davía mucha incertidumbre respecto a qué tipo de condiciones nuevas se generarían en los periodos de lluvias y sequias. Sin embargo, sí se consideran el uso de nuevas reservas de gas natural que se han estimado en el último año y de reservas de petróleo crudo, así como el ingreso de la tecnología nuclear para generación eléctrica después de la década de 1930.
Objetivos
Los objetivos del estudio son los siguientes:
a. Elaborar la proyección de la matriz energética de mediano plazo (2011-2016) me-diante la elaboración de dos escenarios tendenciales de desarrollo energético, ba-sados en los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos.
b. Elaborar la proyección de la matriz energética de largo plazo (2011-2040) median-te la elaboración de tres escenarios de desarrollo cuyas características tomarán como base los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos y, para los años restantes, características a ser concordadas con CEPLAN.
Las proyecciones se han elaborado utilizando el software LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning System) y sus resultados presentados en archivos de hojas de cálculo Excel.
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El objetivo del presente documento de trabajo es presentar los resultados de las pro-yecciones de la matriz energética de largo (2011-2040) y mediano plazo (2011-2016).
Alcances
El alcance del presente trabajo es presentar las proyecciones de la matriz energética de largo plazo (2011-2040) y mediano plazo (2011-2016). Para ello se ha establecido los siguientes alcances:
Resultados de las simulaciones indicando la conformación de la matriz energética estimada al año 2016 para cada caso, dividida en porcentaje.
Resultados de las simulaciones indicando la conformación de la matriz energética estimada al año 2040 para cada caso, dividida en porcentaje.
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El marco general sobre el que se elaborarán las perspectivas de la matriz energética de mediano y largo plazo deben responder a los ejes y objetivos de la política nacional trazados por entes gubernamentales como el CEPLAN y el Ministerio de Energía y Minas.
1.1 Plan Estratégico de Desarrollo Nacional al 2021
El presente estudio se enmarca dentro de los seis objetivos nacionales y ejes estratégicos establecidos por el Centro Nacional de Planeamiento Estratégico (CEPLAN) para el Plan Estratégico de Desarrollo Nacional al 2021, dichos lineamientos estratégicos son:
1. Derechos fundamentales y dignidad de las personas.
2. Oportunidades y acceso a los servicios.
3. Estado y gobernabilidad.
4. Economía, competitividad y empleo.
5. Desarrollo regional e infraestructura.
6. Recursos naturales y ambiente.
Este trabajo está orientado a la prospección de desarrollos futuros del sector energía que debe enmarcarse en dichos lineamientos estratégicos. Como los demás sectores económicos, el sector energía está inmerso en dichos lineamientos de manera trans-versal, pues las actividades que desarrolla los afectan directamente. Ejemplos de dicho aspecto transversal son el acceso a los servicios como la electricidad y cuya carencia signifi ca menos oportunidades de desarrollo para muchos ciudadanos; por otro lado, en los aspectos de competitividad el acceso oportuno a combustibles baratos son va-riables que afectan el aparato productivo nacional, como el acceso al gas natural de Camisea, cuya participación ha venido en aumento y que ofrece a múltiples industrias la posibilidad de sustituir combustibles caros y contaminantes por otro barato y menos contaminante, mejorando con ello la competitividad en sus procesos productivos. La
CAPÍTULO
1 MARCO GENERAL DE LA INVESTIGACIÓN
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problemática del uso de recursos naturales, el ambiente y la gobernabilidad ha sido tema recurrente en la coyuntura nacional, debido a la explotación de recursos en zonas de ecosistemas delicados en los cuales las actividades energéticas tienen un fuerte impacto ambiental y, como consecuencia, a nivel social. De la misma forma, las políticas de Estado del Acuerdo Nacional recogidas por el CEPLAN impactan al sector energía en sus cuatro ejes planteados.
Así vistos los objetivos trazados tanto por el CEPLAN como por el Acuerdo Nacional, el presente servicio se orientará a contemplar dentro de sus perspectivas futuras el cumplimiento de las metas trazadas en dichos documentos y cómo ellas impactan en la confi guración de la matriz energética de mediano y largo plazo.
1.2 Política del Ministerio de Energía y Minas
Con fecha 24 de Noviembre de 2010 el Ministerio de Energía y Minas emitió el Decreto Supremo No 064-2010-EM, mediante el cual se aprueba la “Po-lítica Energética Nacional del Perú 2010-2040”, cuya visión es la siguiente:
Un sistema energético que satisface la demanda nacional de energía de manera confi able, regular, continua y efi ciente, que promueve el desa-rrollo sostenible y se soporta en la planifi cación y en la investigación e innovación tecnológica continua.
Asimismo se defi nen los siguientes objetivos de política y los respectivos lineamientos para el logro de los nueve objetivos:
1. Contar con una matriz energética diversifi cada, con énfasis en las fuen-tes renovables y la efi ciencia energética.
2. Contar con un abastecimiento energético en un marco competitivo.
3. Acceso universal al suministro energético
4. Contar con la mayor efi ciencia en la cadena productiva y de uso de la energía.
5. Lograr la autosufi ciencia en la producción de energía.
6. Desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono en un marco de desarrollo sostenible.
7. Desarrollar la industria del gas natural y su uso en actividades domici-liarias, transporte, comercio e industria, así como la generación eléctri-ca efi ciente.
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8. Fortalecer la institucionalidad del sector energético.
9. Integrarse con los mercados energéticos de la región, que permita el logro de la visión de largo plazo.
Los lineamientos de política establecidos en dicho decreto supremo serán considerados para la elaboración de los escenarios prospectivos de largo plazo.
1.3 Metodología Utilizada
La metodología utilizada para la simulación de la matriz energética es la denominada "técnica de escenarios". Esta técnica es un instrumento de prospectiva que nos permitirá disminuir la incertidumbre en la toma de decisiones, puesto que la incertidumbre es inevitable en la evolución futu-ra de los sistemas socioeconómicos (como es el sector energía).
Esta metodología de escenarios nos permite realizar la exploración del futuro con el objeto de analizar estados posibles del sistema energético nacional y sus eventuales implicancias con otros aspectos más específi -cos, como podría ser un sector económico de la cadena de suministro de una fuente de energía.
Los escenarios son una imagen posible del estado del sistema energético en el futuro. Estos escenarios deben tener una consistencia y compatibi-lidad interna de tal forma que los criterios asumidos para las diferentes variables e hipótesis que conforman un escenario respondan a un marco de referencia.
Para reducir el grado de incertidumbre para la toma de decisiones, es ne-cesario utilizar varios escenarios que puedan ser contrastados entre sí, con la fi nalidad de cubrir las posibles rutas de desarrollo del sistema energé-tico. En la práctica es usual utilizar una variedad limitada de escenarios, generalmente no más de dos o tres, tratando de mantener la cualidad de que se trate de un conjunto de imágenes contrastadas del futuro. Para la formulación de un escenario debe tomarse en cuenta el contexto interna-cional y nacional que se pretende analizar.
La prospectiva, por lo tanto, permite reducir el grado de incertidumbre respecto a las condiciones futuras, sobre la cual no se puede tener certeza. Y lo que hace es explorar el comportamiento de las variables relevantes en el futuro, bajo la modalidad de “qué pasaría sí”, mediante el uso de las técnicas de escenarios.
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1.3.1 Información utilizada en la elaboración de escenarios
Se han utilizado como información base los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos más recientes elaborados por el Minis-terio de Energía y Minas, los mismos que han sido actualizados con la información más reciente sobre la demanda y oferta actual del mercado energético en el Perú, que se encuentra publicada en los últimos balances de energía de los años 2008 y 2009.
1.3.2 Software LEAP
Los modelos se utilizan con frecuencia para analizar las interaccio-nes entre economía, energía y medio ambiente y la forma en que éstas pueden afectar el futuro. Muchos modelos tienen como carac-terística la utilización formal y matemática de vincular las variables y relaciones que se proponen describir. Los modelos económicos energéticos se utilizan para pronosticar cuáles serán los consumos futuros, la oferta que atienda la demanda y los impactos ambienta-les derivados de diversas combinaciones.
El modelo LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning system) fue desarrollado por el Stockholm Environment Institute (SEI-US). Su primera versión data de 1975. A fi nes de la década de 1990 el modelo fue actualizado (DOS en Windows). Es actualizado con regularidad por el SEI-US, y una serie de instituciones académicas internacionales, entre ellas Fundación Bariloche. Actualmente se encuentra en su versión 2008.0.0.93.
Desde el año 2003 existe la Comunidad Mundial de Expertos Ener-géticos (COMMEND), coordinada por el SEI-US. Ofrece noveda-des y actualizaciones del modelo, oportunidades de capacitación y experiencias de aplicaciones, y también reciben sugerencias de mejoras a través de su sitio web ([en línea] http://www.energycom-munity.org).
El LEAP es una plataforma computacional diseñada para llevar a cabo una planeación energético-ambiental en forma integrada. Asi-mismo se puede usar para representar una cadena energética espe-cífi ca. LEAP es una herramienta para estudios energéticos- ambien-tales basados en escenarios:
Prospectiva energética (forecasting).
Planeamiento integrado de los recursos.
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Análisis de política energética.
Análisis de mitigación de gases de efecto invernadero.
Balances energéticos e inventarios medioambientales.
Su principal objetivo es brindar un soporte integrado y confi able en el desarrollo de estudios de planeamiento energético integrado. Es del tipo bottom-up y consiste esencialmente en un modelo energé-tico – ambiental basado en escenarios, del tipo demand-driven.
Esto último signifi ca que frente a un determinado escenario de de-manda fi nal de energía, el LEAP asignará los fl ujos energéticos entre las distintas tecnologías de abastecimiento energético, calculando el uso de recursos, los impactos ambientales y detectando la nece-sidad de ampliación de determinados procesos de producción de energía.
Es utilizado principalmente para determinar la evolución del siste-ma energético tanto en países industrializados como en países en desarrollo, para regiones (incluyendo varios países) o para propósi-tos de planeamiento local. El sistema energético representado por LEAP se compone de la siguiente manera:
1. Demanda. Evaluación detallada de la composición de la demanda por sector, subsector, usos fi nales y equipamientos. Crecimiento de la demanda determinado por las relaciones de competencia entre combustibles, intensidades energéticas equipamientos de transformación y cambios estructurales defi nidos por el usuario.
2. Transformación. Evaluación detallada de la confi guración del sis-tema de oferta actual y futura. Defi nición a detalle de las estruc-turas de transformación defi nidas por el usuario. Disponibilidad de algoritmos fl exibles que permitan defi nir múltiples entradas y salidas tales como en los casos de cogeneración de calor y elec-tricidad.
3. Recursos. Representación simple de recursos renovables y no renovables. Presentación de detalle de recursos de biomasa, ba-lance oferta/demanda: Presentación completa del balance pro-yectado. Cálculos iterativos que permiten simular los lazos de retroalimentación del sistema.
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1.3.3 Base de datos utilizada
Como parte de las actividades de Commend Energy se han desarro-llado bases de datos históricas y con proyecciones de más de 100 países, incluido el Perú, sobre los balances de energía utilizando información de IEA.
La base de datos consta de los balances de energía históricos desde el año 1980 al año 2007. Esta información será verifi cada con los balances publicados por el Ministerio de Energía y Minas y debida-mente actualizada para los años 2008 y 2009 y corregida de ser el caso. En el Anexo A se tiene las condiciones para la utilización de dicha base de datos.
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CAPÍTULO
2.1 Crecimiento Económico Global
En los últimos años la economía mundial se caracterizó por un alto nivel de crecimiento económico explicado por el dinamismo de las economías emergentes, en particular China e India, y el alto crecimiento en los Esta-dos Unidos. Sin embargo, a principios de 2008, la economía mundial en-tró en una fase de desaceleración a raíz de la crisis en el sector hipotecario de alto riesgo (subprime) en los Estados Unidos. Esta crisis ha generado una caída del crecimiento económico entre los países desarrollados, prin-cipalmente en los Estados Unidos y Europa; sin embargo la misma ha podi-do ser atenuada en parte por las economías en desarrollo a nivel mundial.
La crisis fi nanciera internacional afectó a la región de América Latina y el Caribe, que en su conjunto creció a una tasa promedio anual de 5,3 por ciento durante el periodo 2004-2008, la más alta en los últimos 30 años. Bolivia y Venezuela con un promedio para el periodo de 10,5 por ciento, Argentina 8,4 por ciento, Perú 7,4 por ciento, el Caribe 5,9 por ciento, Centro América 3,7 por ciento. Solo dos países de la región crecieron por debajo del 2 por ciento: Jamaica y Haití.
Esta situación se explica principalmente por el alto precio de las materias primas y la creciente demanda de bienes y servicios por parte de los paí-ses desarrollados que ha sustentado estos niveles de crecimiento.
La crisis económica internacional, por otro lado, atenuó el problema ener-gético del país, puesto que en los últimos siete años, el Perú, había mostra-do cifras de crecimiento económico altas, con un promedio de alrededor de 7 por ciento, para el año 2008 se creció en 9,8 por ciento. Sin embargo. para el año 2009 sólo se creció 0,8 por ciento, por lo cual la demanda de energía siguió la misma tendencia durante 2009.
2.2 Consumo Mundial de Energía
De acuerdo a las proyecciones de diferentes organismos, el consumo mundial de energía continuará creciendo de manera sostenida y los com-
2 CONTEXTO INTERNACIONAL
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bustibles fósiles continuarán predominando en la canasta energética mun-dial. Considerando además que el entorno energético mundial se ha ca-racterizado por altos precios del crudo, recesión económica mundial y preeminencia del tema ambiental.
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283,2
1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030
308,5347,7
365,6397,9
472,4508,3
551,5
595,7
637,3678,3
Gráfico 2.1Consumo mundial de energía 1980 - 2030
Histórico
Cua
drilló
n BT
U
Fuente: IEA - Report DOE/EIA 0484 (2009).
Proyección
En este primer cuadro se observa que el crecimiento de la demanda de energía mundial, a pesar de la crisis fi nanciera, mantendrá su tendencia creciente, hasta el año 2030. Asimismo en el cuadro a continuación se observa el crecimiento del consumo por fuentes al año 2030.
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Gráfico 2.2Consumo de combustible por tipo
0
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100
150
200
250
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Comb. líquidos (inc. liocomb)
Fuente: IEA - Report DOE/EIA 0484 (2009).
Años
Cuadrillón / BTU
Gas natural
Carbón
Nuclear
Renovables (sin bio comb.)
Las fuentes fósiles representan el 86 por ciento del total del consumo de la energía primaria. Según proyecciones del Departamento de Energía de los Estados Unidos (EIA), los hidrocarburos (derivados del petróleo, gas natural y carbón) seguirán siendo la principal fuente de energía en las próximas dos décadas.
Según previsiones del EIA, el crecimiento en este sector se concentrará en los países en vías de desarrollo, en particular en el Asia, donde se calcula un crecimiento promedio anual del 2,5 por ciento. Por el contrario, la demanda de energía para el sector industrial de los países desarrollados crecería a un ritmo más lento, alrededor de 0,6 por ciento al año.
0
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700
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Gráfico 2.3Consumo total de energía Cuadrillón BTU
1990 2004 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Líquidos Gas natural Carbón Nuclear Otros
Fuente: IEA – Report DOE/EIA (2009).
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2.3 Reservas de Hidrocarburos por Regiones
En el gráfi co siguiente se observa las reservas de hidrocarburos por regio-nes durante los años 1981, 1991, 2001 y 2006. Como se aprecia, la región con mayores reservas de hidrocarburos del mundo fue el Medio Oriente, con porcentajes de participación de 41 por ciento, 50 por ciento y 51 por ciento de las reservas mundiales, en ese orden. Otra de las regiones con mayores reservas, y que en estos años se mantuvo con 22 por ciento de participación, fue la ex Unión Soviética.
Las reservas de las regiones industrializadas como Norteamérica y Europa han tenido una participación decreciente respecto a las reservas globales. Norteamérica tenía en 1981 el 14 por ciento, reduciéndose a 9 por ciento en 1991 y a 6 por ciento en el 2001. De igual forma, Europa tenía en 1981 el 5 por ciento reduciéndose en 1991 y 2001 a 3 por ciento y 2,5 por ciento, respectivamente.
Gráfico 2.4Distribución de las reservas de hidrocarburos por regiones
Fuente: Apuntes para el Plan Energético Nacional – OSINERGMIN GART.
En relación con su consumo las reservas de hidrocarburos de Europa, se ha mantenido en niveles bajos; ello ha originado que se eleve la importa-ción de esta región como se puede apreciar en el gráfi co siguiente.
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Gráfico 2.5 Balance de energía por regiones, año 2006
Fuente: Apuntes para el Plan Energético Nacional – OSINERGMIN GART.
2.4 Petróleo
2.4.1 Reservas de petróleo
Las reservas mundiales de petróleo, según la revista BP Energy Re-view, fueron aproximadamente 1 237 millones de barriles en 2007. En la última década las reservas petroleras han aumentado en un 36 por ciento, resultando en una relación de reservas-producción de 41,6 años. El 61 por ciento de las reservas se encuentra en el Medio Oriente.
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Gráfico 2.6Reservas probadas de petróleo
1985
Billo
nes
de b
arril
es
698
999
1 2771 342
1995 2005 2009
Norte América
Centro y SurAmérica
Europa
Euroasia
Asia Menor
África
Asia y Oceanía
Mundial
0
400
800
1200
1600
200
600
1000
1400
Fuente: IEA – Report DOE/EIA (2009).
Una tendencia que se observa en la última década es la diferencia en el crecimiento de las reservas petroleras entre los países miem-bros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y los países no miembros de esa organización. En efecto, entre 1997 y 2007 las reservas petroleras de la OPEP crecieron en un 14 por ciento mientras que las reservas de los países por fuera de la OPEP disminuyeron en 5 por ciento.
2.4.2 Producción de petróleo
La producción mundial de petróleo ha tenido un crecimiento pro-medio anual de 1,44 por ciento desde 1990, lo que signifi ca un incremento anual de la producción de aproximadamente un millón de barriles al día. Sin embargo, se observa que en los últimos cua-tro años la tasa de crecimiento de la producción ha disminuido y se tornó negativa en el 2007. Los países que no son miembros de la OPEP son los que han venido disminuyendo su capacidad de producción.P
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26
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
35 00040 000
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
OPEP No OPEP Ex- Unión Soviética
Gráfico 2.7Producción de petróleo (miles de barriles diarios)
Fuente: IEA – Report DOE/EIA (2009).
2.4.3 Precios del petróleo
Durante los últimos años el precio del petróleo tuvo una alta vola-tilidad, principalmente durante el año 2008 cuando el precio por barril alcanzó los US$ 140 y que posteriormente debido a la crisis fi nanciera internacional cayó por debajo de los US$ 40. Antes de ello la volatilidad del petróleo se ha visto infl uenciada por tres fac-tores, principalmente las guerras y crisis políticas en los principales países productores de petróleo de Medio Oriente. Como se ha vis-to, la demanda depende principalmente de la situación económica mundial y por último el incremento de la población.
Gráfico 2.8Cronología de acontecimientos mundiales versus precio del petroleo
$0
$20
$40
$60
$80
$100
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
USA
Libi
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Perú
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Pico de producciónde petróleo
Source: ASPO, EIA, US census bureau
Población mundial (billones)
Gab
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Paki
stan
40% importación China
de petróleoPrecio Pico Petroleo &
Nueva política Energética India
Shell 30% de reservas
de petroleo
34%importación China
de petróleo
Crisis económicaAsiatica
2003 Principio de la Guerra en Irak.
2001 Atentados del World Trade Center, Nueva York
China iniciaimportación de petroleo
Precio Petroleo(US$)
Dr Thomas CHAIZEwww.dani2989.com
1990 Invasión de Kuwait por Irak1978 Revolución Iraní
1973 Embargo de los países de la OPEP
1980 Principio dela guerra Irán Irak.
Siria
, Egi
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GBR
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6.1
5.3
4.5
3.7
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2.5 América Latina
El desarrollo del sector energía en el Perú ha sido infl uenciado por las cri-sis del petróleo. Como se recuerda, antes de la crisis fi nanciera mundial el Perú desarrolló el mecanismo de estabilización de precios de los hidrocar-buros mediante el fondo de estabilización de precios de los combustibles.
Por otro lado de 1981 a 2006, las reservas de hidrocarburos en la región Centro y Sur de América se multiplicaron por tres, siendo los países que acompañaron el crecimiento, Bolivia, Brasil, Venezuela y Perú. En prome-dio, las reservas de estos países crecieron a una tasa media anual de entre el 6 por ciento y el 7 por ciento.
En el año 1981, el 61 por ciento de las reservas de hidrocarburos de la región estaban en poder de Venezuela, 25 años después (2006), esta parti-cipación se eleva a 73 por ciento. Uno de los países que ha incrementado sus reservas es Bolivia, mientras que el país que más ha reducido su parti-cipación es Argentina (de 15 por ciento a 3 por ciento).
Gráfico 2.9Reservas de hidrocarburos
Venezuela61%
Otros7%
Argentina15%
Brasil2%
Colombia4%
Ecuador3%
Perú2%
Trinidad & Tobago6%
Fuente: Apuntes para el Plan Energético Nacional – OSINERGMIN GART.
1981: Reservas de Hidrocarburos 2006: Reservas de Hidrocarburos
Colombia4%
Brasil3%
Trinidad & Tobago3%
Otros11%
Venezuela73%
Argentina3%
Perú2%
Ecuador1%
En el siguiente gráfi co se muestran las matrices energéticas de energía pri-maria de algunos países de América Latina. Como se observa, cada país utiliza el recurso que más tiene, y trata de minimizar la importación. La región Centro y Sur de América es la que consume la mayor proporción de energía hidráulica con cerca del 28 por ciento del total de sus requeri-mientos energéticos.
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Gráfico 2.10Cobertura del consumo en América del Sur: año 2006
Fuente: Apuntes para el Plan Energético Nacional – OSINERGMIN GART.
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3.1 Consumo de Energía por Fuentes
El consumo fi nal de energía del Perú se ha caracterizado por el mayor uso de hidrocarburos líquidos; sin embargo, después de la entrada en operación de Camisea se está sustituyendo dichos hidrocarburos por gas natural. Con respecto a otro energético, durante los últimos años se ha experimentado un fuerte incremento de la demanda de electricidad con tasas de crecimiento elevadas por encima del 5 por ciento. Debido a la prohibición de la comercialización del querosene en las zonas rurales se le ha reemplazado por GLP, y en otros casos se ha vuelto a utilizar leña en el uso cocción.
CAPÍTULO
3 DESARROLLO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA
Gráfico 3.1Desarrollo del consumo final de energía nacional
0
100 000
200 000
300 000
400 000
500 000
600 000
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1991
1993
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2001
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2009
TJOtros (*)
Bagazo
No energéticos
Carbón vegetal
Bosta / yareta
Gas natural
Hidrocarburos líquidos
Leña
Electricidad
(*) Carbón mineral y derivados Fuente: Matrices Energéticas desde 1985 hasta 2009.
El consumo de leña viene disminuyendo su estructura de participación, como se puede apreciar en el gráfi co 3.2; a la vez que aumenta el uso de la electricidad. Asimismo el aumento de la participación de los hidro-carburos también ha experimentado un ligero pero sostenido crecimiento durante los últimos años.
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Como se ha visto, durante los últimos 25 años la estructura de partici-pación de uso fi nal de energía no ha variado notablemente, salvo por el incremento sostenido de la electricidad y la disminución paulatina del uso de la leña, la bosta y la yareta. En los últimos cinco a seis años el ingreso del gas natural todavía es limitado, priorizado principalmente en el sector industrial y poco en el sector residencial. A continuación veremos el desa-rrollo de la matriz de consumo fi nal de energía por sectores económicos.
3.2 Consumo de Energía por Sectores
Como se puede apreciar en los gráfi cos siguientes, los tres sectores de mayor consumo energético son el residencial-comercial, transporte e in-dustria entre ellos cubren casi el 90 por ciento de consumo de energía nacional en una proporción más o menos similar, es decir, más o menos de 30 por ciento del total. En el sector residencial el principal energético utilizado es la leña, la bosta y la yareta. Si bien, como se ha indicado an-teriormente, su consumo viene disminuyendo a la par del incremento del consumo eléctrico, esto podría signifi car que el mayor nivel de electrifi -cación nacional y el mayor uso de la electricidad, en el sector industrial principalmente minería, ha contribuido al cambio de la matriz energética, es decir, que el desarrollo económico por sí mismo implica un cambio paulatino de la matriz energética nacional pasando del uso de recursos como la leña a fuentes convencionales como la electricidad, el gas natural o los derivados de los hidrocarburos.
Gráfico 3.2Estructura del consumo final de energía nacional
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
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1993
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1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
Otros (*)
Bagazo
No energéticos
Carbón vegetal
Bosta / yareta
Gas natural
Hidrocarburos líquidos
Leña
Electricidad
(*) Carbón mineral y derivados Fuente: Matrices Energéticas desde 1985 hasta 2009.
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Como se puede apreciar en el gráfi co siguiente, el consumo del sector residencial-comercial disminuye y los sectores industrial y de transportes aumentan su participación en el consumo fi nal por sectores.
Gráfico 3.3Desarrollo del consumo final de energía por sectores
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300 000
400 000
500 00019
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1993
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1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
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2005
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2007
2008
2009
Uso no energético
TJ
Público servicios
Agricultura
Industria
Transporte
Residencial comercial
Fuente: Matrices Energéticas 1985 – 2009.
Gráfico 3.4Estructura del consumo final de energía por sectores
0%
20%
30%
50%
70%
90%
10%
40%
60%
80%
100%
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Uso no energético
Público servicios
Agricultura
Industria
Transporte
Residencial comercial
Fuente: Matrices Energéticas 1985 – 2009.
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3.3 Desarrollo de la Matriz Energética de Producción de Electricidad
3.3.1 Demanda de electricidad
Durante la última década el crecimiento de la demanda eléctrica se mantuvo con tasas por encima del 4 por ciento en promedio y durante el último quinquenio antes de la crisis económica con tasas muy por encima del 5 por ciento anual, como se puede apreciar en el gráfi co siguiente:
Gráfico 3.5Tabla de crecimiento de la demanda eléctrica
0
2%
4%
6%
8%
10%
12%
Crecimiento energía Crecimiento potencia
4,1%
6,5%
4,2%
1,9%
2000 2002 2004 2006 2008 2010
6,5%5,2%
5,6%
5,9% 5,0%5,6%
7,7%
8,3%
10,8%
10,1%
18,5%
10,1%
8,8%
5,9%
2,9%
0,8%
Fuente: Anuarios COES – Elaboración propia.
Estas tasas de crecimiento tanto de demanda de potencia como de energía eléctrica llevaron al país de un consumo anual de energía de 17 620 GWh en el año 2000 a 29 807 GWh en el 2009; así, en demanda por potencia pasamos de 2 630 MW en el año 2000 a 4 320 MW en el año 2010, lo que signifi ca que en la última prác-ticamente hemos duplicado la demanda de electricidad tanto de potencia como de energía.
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5 000
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25 000
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1 000
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3 000
3 500
1 500
4 000
4 500
5 000
Gráfico 3.6Demanda del SEIN
Energía (GWh)Potencia (MW)
Fuente: Anuarios COES – Elaboración propia.
3.3.2 Producción y capacidad de producción de electricidad.
Durante la última década para la producción de electricidad se utilizó preponderantemente la energía hidráulica, como se puede apreciar en el siguiente gráfi co de evolución de la producción de electricidad por fuentes. Como se observa el ingreso del proyecto Camisea en el año 2004 permitió cubrir el crecimiento de la nueva demanda de electricidad con generación producida con gas natu-ral. La tecnología que se ha utilizado para ello ha sido la utilización de turbinas a gas (ciclo simple); por su parte, la central termoeléc-trica de Ventanilla utiliza el ciclo combinado para la generación eléctrica con gas natural. La utilización del gas natural ha permitido evitar el uso de combustibles líquidos derivados de petróleo como son el diésel y el petróleo residual. En el gráfi co que sigue se obser-va con mayor detalle el desarrollo de la producción de electricidad por fuentes.
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Para el año 2010 la generación térmica e hidráulica tuvieron aproxi-madamente la misma proporción en la capacidad instalada debido a la construcción de nuevas centrales a gas natural. A partir del año 2004 se inició el proceso de cambio de la matriz energética de pro-ducción de electricidad, en una primera etapa adecuando las turbi-nas a gas existentes que trabajaban con combustibles derivados de petróleo al uso de gas natural y luego con la construcción de nuevas centrales térmicas todas ellas como turbinas a gas de ciclo simple. En el gráfi co siguiente se muestra la evolución de la potencia efec-tiva disponible para la generación eléctrica.
0
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
2000 2001
Gráfico 3.7Evolución de la producción de electricidad por fuentes
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Fuente: Anuarios COES – Elaboración propia.
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Bagazo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 Diésel 511 107 109 251 858 59 120 65 342 184 Residual 650 466 472 616 1 188 950 827 448 685 579 Carbón 394 339 846 859 2 170 831 881 840 909 929 Gas natural 669 744 1 006 1 230 994 4 062 4 260 7 314 9 313 9 261 Hidráulica 15 410 16 807 17 224 17 732 16 693 17 101 18 671 18 589 18 010 18 752
El cambio de la matriz energética de producción de electricidad ha permitido al Perú disminuir los riesgos de falta de suministro eléc-trico frente a la aleatoriedad de la disponibilidad hídrica anual, que según sean años secos o húmedos impactaban fuertemente en la capacidad de producción eléctrica, como se puede apreciar en el año 2004, en el cuadro de producción de electricidad por fuentes anterior.
A pesar de disponer de otra fuente para producir electricidad, es necesario mantener una reserva de alrededor del 30 por ciento de la potencia efectiva total del sistema para poder asegurar el abaste-cimiento de electricidad frente a cualquier riesgo hidrológico o de otra naturaleza.
Durante los años 2005 a 2008 a la par de un crecimiento econó-mico elevado se tuvo un crecimiento alto de la demanda del sector eléctrico. Así, gracias al proyecto Camisea, además de que el gas natural se estableció a un precio económico (1,00 US$/MMBTU), se posibilitó la instalación nuevas unidades de generación eléctrica (turbinas a gas de ciclo simple) en tiempos reducidos, en compara-ción a la construcción de centrales eléctricas hidráulicas.
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
2000
4 1084 382 4 403 4 381 4 335 4 471
4 8015 152 5 061
5 749
2001
Gráfico 3.8Evolución de la oferta de generación en el SEIN
Pote
ncia
efe
ctiv
a de
l SEI
N (M
W)
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Fuente: Anuarios COES – Elaboración propia.
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Petróleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 576 606 Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 Gas natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 527 2 142 Hidraúlico 2 241 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 804 2 816 2 858 Total SEIN (MW) 4 108 4 382 4 403 4 381 4 335 4 471 4 801 5 152 5 061 5 749 Máx. demanda 2 654 2 793 2 900 2 965 3 143 3 335 3 619 3 970 4 198 4 322
CAPÍTULO
4 CONTEXTO DEL AÑO BASE 2009
4.1 Reservas de Energéticos.
La clasifi cación de las reservas de los energéticos se realiza mediante diver-sos métodos según estas sean recursos de hidrocarburos, hidrológicos, eó-licos, entre otros. Las reservas probadas hidroenergéticas se defi nen como la energía promedio producible en un año en las centrales hidroeléctricas que actualmente se encuentran en operación, en construcción, en pro-yecto y las que tengan estudios de factibilidad y defi nitivos. En el caso de hidrocarburos como el petróleo y otros se realiza mediante los siguientes conceptos:
A. Las Reservas Probadas (1P). Son aquellas que, mediante el análisis de datos de geociencia y de ingeniería, pueden estimarse con certeza ra-zonable a ser recuperables comercialmente, desde una fecha dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación y reglamentación gubernamental defi nidas. Si se usan los métodos deterministas, el término certeza razonable intenta expresar un alto grado de confi anza de que las cantidades serán recu-peradas. Si se usan los métodos probabilísticos, debería haber por lo menos un 90 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmen-te recuperadas igualarán o excederán las estimaciones.
B. Las Reservas Probables (2P). Son aquellas reservas adicionales en las cuales el análisis de los datos de geociencias y de ingeniería indica que son menos probables de ser recuperadas, comparadas con las reservas probadas, pero más ciertas de recuperarse que las reservas posibles. Es igualmente probable que las cantidades remanentes reales recuperadas serán mayores o menores que la suma de las reservas probadas más las reservas probables estimadas (2P). En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilistas, debería existir por lo menos una probabilidad de 50 por ciento de que las cantidades reales recuperadas igualarán o excederán la estimación de 2P.
C. Las Reservas Posibles (3P). Son aquellas reservas adicionales en las cua-les el análisis de los datos de geociencias y de ingeniería sugiere que
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son menos probables a ser recuperadas que las reservas probables. Las cantidades totales fi nalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de reservas probadas más reservas pro-bables más reservas posibles (3P), que es equivalente al escenario de estimación alta. En este contexto, cuando se utilizan los métodos pro-babilísticos, debería existir por lo menos una probabilidad de 10 por ciento, de que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán la estimación 3P.
Según el Balance Nacional de Energía del año 2009 publicado por el Mi-nisterio de Energía y Minas, las reservas probadas de energía comercial al 31 de diciembre de 2008 fueron aproximadamente de 26 471 442 TJ, las cuales están distribuidas por fuentes de la siguiente manera:
I. Gas natural. Las reservas probadas de gas natural a diciembre de 2009 representan el mayor porcentaje en términos energéticos (45,1 por cien-to), alcanzando los 345,5 x 109 m3 (12,20 x 1012 ft3). Con respecto al año 2008, las reservas probadas de gas natural se han incrementado en 3,21por ciento.
II. Líquidos de gas natural. Las reservas probadas de líquidos de gas natu-ral fueron del orden de 104,64 x 106 m3 (658,2 x 106 Bbl). En relación al año 2008 se tuvo una disminución de 2,34 por ciento.
III. Hidroenergía. Las reservas probadas de hidroenergía totalizan 1,3 x 106 GWh.
IV. Petróleo crudo. Las reservas probadas de petróleo crudo a fi nes de 2009 fueron del orden de los 84,68 x 106 m3 (532,66 x 106 Bbl).
V. Carbón mineral. Las reservas probadas de carbón mineral a fi nes de 2009 fueron cercanas a las 38,07 x 106 t, correspondiendo en cerca de un 82,24 por ciento a carbón del tipo antracita y el resto a carbón bituminoso. Las regiones La Libertad, Áncash y Lima son las que poseen las mayores reservas de carbón mineral del total nacional.
VI. Uranio. Las reservas probadas de uranio son del orden de 1 800 t y están localizadas en la parte noroccidental del área de distribución de los volcánicos de la formación Quenamari, distrito de Corani, provincia de Carabaya, Región Puno. Tales reservas fueron obtenidas mediante el “Prospecto uranífero Chapi” entre 1984-1986 y confi rmadas mediante el inventario de reservas probadas de 1989, después del cual no se rea-lizaron más actividades exploratorias.
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Las reservas probadas de energía comercial por fuente primaria se mues-tran en el cuadro a continuación. Como se puede apreciar, la mayor pro-porción de energía comercial al año 2009 corresponde al gas natural se-guida por la hidroenergía.
Cuadro 4.1 Reservas probadas de energía comercial: 2009 (TJ)
Fuente Reservas probadas Estructura (%)
Gas Natural 11 943 980 45,1
Hidroenergía 5 965 666 22,5
Líquidos del gas natural 3 483 693 13,2
Petróleo crudo 3 084 456 11,7
Carbón mineral 1 115 007 4,2
Uranio 878 639 3,3
Total 26 471 442 100,0
Fuente: Balance Nacional de Energía 2009 – Ministerio de Energía y Minas.
4.2 Consumo de Energía por Fuentes y Sectores
El contexto del año base se caracteriza por el mayor consumo de hidrocar-buros líquidos, en los últimos años debido al proyecto Camisea el gas na-tural se ha venido utilizando, principalmente en los sectores de transporte e industria. La importación de otras fuentes de energía (petróleo princi-palmente) en el 2008 llegó a ser seis veces más cara que el precio del gas natural de Camisea por lo que en condiciones similares futuras será más rentable para el país la sustitución de los hidrocarburos líquidos por gas natural en donde sea posible. En el cuadro siguiente se muestra la varia-ción del consumo de energía por fuentes para el año base 2009 compara-do con el año anterior 2008.
Cuadro 4.2 Consumo de energía por fuentes año 2008 y 2009 (TJ)
Fuente 2008 2009 Variación (%)
Carbón mineral 21 957 22 949 4,5
Leña 71 812 75 130 4,6
Bosta & yareta 10 299 10 299 0,0
Bagazo 12 248 12 201 -0,4
Energía solar 302 302 0,0
Coque 1 612 1 337 -17,1
Carbón vegetal 2 087 2 008 -3,8
Gas licuado 43 622 47 397 8,7
Gasolina motor 44 169 51 988 17,7
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Kerosene-Jet 27 156 27 660 1,9
Diésel oil 161 781 172 046 6,3
Petróleo industrial 35 861 30 845 -14,0
No energéticos de petróleo y gas 10 612 11 884 12,0
Gas distribuido 30 548 32 197 5,4
Gas industrial 1 714 0 -100,0
Electricidad 105 247 106 852 1,5
Total 581 028 605 094 4,1
Fuente: Empresas del Sector, DGH, DGE, Datos estimados.
Cuadro 4.3 Consumo de energía por sectores año 2008 y 2009 (TJ)
Sector 2008 2009 Variación (%)
Residencial comercial y público 166 189 175 655 5,7
Transporte 210 093 228 789 8,9
Agropecuario, agroindustria y pesca 18 434 19 364 5,0
Industria y minería 167 967 162 289 -3,4
No energético 18 344 18 997 3,6
Total 581 028 605 094 4,1
Fuente: Balance Nacional de Energía 2009 – Ministerio de Energía y Minas.
Por otra parte la balanza comercial de hidrocarburos del país es defi citaria y depende de forma importante del precio internacional del petróleo (pre-cio WTI). En 2008 el défi cit de la balanza comercial fue de US$ 7 millones por día reduciéndose a US$ 2,5 millones por día en 2009 mayormente por el efecto del precio internacional del crudo que antes de la crisis económi-ca pasó los US$ 140 por barril y luego cayó hasta el orden de los US$ 40.
Así, para el Perú el proyecto Camisea representa el proyecto energético más importante de las últimas décadas pues su entrada en operación sig-nifi có atenuar el impacto de los precios internacionales de petróleo en el Perú, a la vez que en el periodo del 2005 a 2008, el país creció económi-camente a tasas cercanas al 9 por ciento en promedio y le permitió contar con un energético barato y poco contaminante para ser utilizado en trans-porte e industria y reemplazar a los derivados de petróleo.
4.3 Producción de Energía Primaria
En el año 2009, la producción de energía primaria fue 633 591 TJ, supe-rior en 10,9 por ciento respecto al año anterior. Este incremento se debió principalmente al aumento de la producción de gas natural y sus líquidos,
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el cual en relación al 2008 se incrementó en 29,1 por ciento. Por otro lado, desde hace algunos años, se mantiene una tendencia decreciente en la producción de petróleo crudo, debido a un menor rendimiento de los pozos en operación.
En la estructura de producción de energía primaria, los hidrocarburos con-tinúan siendo la fuente principal producida. La producción de energía comercial (conformada por todas aquellas fuentes de energía susceptibles a ser fácilmente compradas o vendidas en un mercado) representó el 82,7 por ciento del total.
4.4 Importación y Exportación de Energía Primaria
La importación de energía primaria durante el año 2009 fue 232 612 TJ, de los cuales el petróleo crudo representó el 90,4 por ciento y el carbón mineral el resto. Con relación al año anterior, la importación de energía primaria aumentó en 3,2 por ciento.
El petróleo crudo importado es utilizado para satisfacer los requerimientos de las refi nerías, que no pueden ser abastecidas por nuestra producción, debido a la baja calidad del crudo nacional. Durante el año 2009, se ven-dió al exterior 40 323 TJ de energía primaria, petróleo crudo en su totali-dad, ver cuadro siguiente. Con relación al año anterior, las exportaciones se han incrementado en 5,6 por ciento, debido a la intensifi cación de la producción de los pozos y la incorporación de nuevos.
Cuadro 4.4 Producción de Energía Año 2008 y 2009 (TJ)
Fuente 2008 2009 Variación (%)
Energía comercial
Petróleo crudo 162 295 150 133 -7,5
Hidroenergía 85 637 89 523 4,5
Gas natural + LGN (*) 212 930 274 922 29,1
Carbón mineral 3 900 9 440 142,1
Subtotal 464 762 524 018 12,7
Energía no comercial
Leña 77 029 80 149 4,1
Bagazo 18 870 18 823 -0,3
Bosta & Yareta 10 299 10 299 0,0
Energía solar (**) 302 302 0,0
Subtotal 106 500 109 572 2,9
Total 571 262 633 591 10,9(*) Producción Fiscalizada(**) Estimado, ver acápite 9.4Fuente: Balance Nacional de Energía 2009 – Ministerio de Energía y Minas.
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Cuadro 4.5 Importaciones y exportaciones de energía primaria año 2009 (TJ)
Fuente Importaciones Exportaciones Saldo
Petróleo crudo 210 363 40 323 (170 040)
Carbón mineral 22 248 0 (22 248)
Total 232 612 40 323 (192 288)
Fuente: DGH, SUNAT.
4.5 Situación de la Producción y Abastecimiento de Electricidad
Como se ha visto anteriormente, el crecimiento del sector eléctrico ha sido sostenido durante la última década y con tasas de crecimiento altas. Este crecimiento se produce no sólo por el aumento de la demanda resi-dencial o vegetativa sino en forma importante también por el aumento del consumo de los clientes libres (mayormente mineros), los que actualmente consumen entre 1 700 a 1 400 MW, es decir, aproximadamente un 30 por ciento a 35 por ciento de la demanda total de electricidad. El crecimiento de la demanda eléctrica espacial ha sido mayor en las zonas norte y sur; por el contrario Lima sólo creció a tasas del 2,3 por ciento. La distribución espacial de la demanda eléctrica de potencia se muestra en el cuadro si-guiente:
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En el campo de la generación eléctrica, si bien el ingreso del gas natural de Camisea ha signifi cado la disponibilidad de un recurso que permite tener una mayor capacidad y diversidad de generación eléctrica, tam-bién ha generado una concentración de esta, pues la mayor parte de la nueva generación a gas natural no sólo se ha instalado en la zona centro del Perú sino principalmente en la zona de Chilca y la ciudad de Lima. En el gráfi co siguiente se puede observar la concentración de la genera-ción en la zona centro.
L-1112
L-1105
L-1114L-1127
L-1101 L-1123
L-1121
L-1120
L-1701L-1702
L-1203
L-1132
L-1113
L-1102
L-1033
L-1124
L-1125
L-1005(188,05 km)
L-1014(69,2 km)
L-1015(152,6 km)
L-1010(159,3 km)
L-1009
L-1008(96,3 Km)
L-1020(83,4 Km)
L-1026(35,5 Km)
L-1006(124,7 Km)
L-1018
L-1017
L-1016
L-1011(78,2 Km)
L-1012(37 Km)
L-1002(99,34 km)
L-1007(95,6 km)
L-1013(76,48 km)
L-6683
L-6682
L-6680
L-6681
L-6671
L-6670
L-6503
L-6502
L-6072
L-6631
L-6643
L-6002
L-6063
L-6065
L-6630
L-6672
L-0639
L-6001
L-6021
L-6003
L-6005
L-6006
L-6002/1
L-6679
L-6015
L-0638
L-6659
L-6640
L-6637
L-6620
L-6002/1
L-6644
L-6628L-6627
L-5001(89,8 km)
L-2211
L-2280
L-2249
L-2248
L-2239
L-2240
L-2236
L-2234 L-2260
L-2261
L-2263
L-2232
L-2233
L-2278
L-2255
L-2252
L-2251
L-2254
L-2265L-2258
L-2213
L-2214
L-2259
L-2256
L-2257
L-2222
L-2205/L-2206
L-2093L-2094L-2095
L-2091L-2090
L-2203
L-2204
L-2201L-2202
L-2219L-2218
L-2221
L-2051
L-2052
L-2053L-2054
L-2030
L-2231
L-2209
L-2220
L-2208
L-2212
L-2025L-2026
L-2027L-2028
L-2029
L-2215
L-2216
L-2227
L-2207
L-2217
L-2238
L-2264
L-2253
L-2091
L-2272L-2274
AMAZONAS
SAN MARTÍN
HUÁNUCO
LIMA
JUNÍN
UCAYALI
MADRE DE DIOS
ICAAYACUCHO
LAMBAYEQUE
PIURA
LA LIBERTAD
MOQUEGUA
TUMBES
CUSCO
ANCASH
HUANCAVELICA
AREQUIPA
PUNO
TACNA
ORE O
CAJAMARCA
CAMANÁ
REPARTICIÓNMOLLENDO
ILO 1
ILO 2
LA JOYA
CHILINACHARCANII,II,III,IV,VIMAJES
MOQUEGUA
SULFUROSBOTIFLACA
TOMASIRIARICOTA 2
TOQUEPALAARICOTA I
CHALLAGUAYATARATA
LOS HÉROES
SARITACASERIA ARICOTA
MILL SITE
LA YARADA
TACNA
PUNO
JULIACATAPARACHI
BELLAVISTA
ILAVE
AZÁNGARO
SAN RAFAEL
ANTAURA
POMATASOCABAYA
CALLALLI
ARCATAMISAPUQUIO
CAYLLOMASAN ANTONIO
SAN IGNACIO
SICUANI
COMBAPATA
TINTAYA AYAVIRI
SANTUARIO
CERRO VERDE
HUAYLLACHO
CHARCANI V
HERCCA
ARES
HUANCARAMA
MARCONA
PALPA
NASCA
PUQUIO
SAN NICOLÁS
BELLA UNIÓN
CHACAPUENTE
COTARUSE
CORA CORA
AYACUCHO
RESTITUCION
COBRIZA 1
ANDAHUAYLAS
PISACPAUCARTAMBO
MACHU PICCHU
SANTA MARIA
CHAHUARES
QUENCORO
DOLORESPATA
CACHIMAYO
COBRIZA 2
MOLLEPATA
CANGALLO
LLUSITA
QUICAPATA
SAN GABÁN
CANTERA
MANTARO
HUAYUCACHI
CAUDALOSA
CALLAHUANCA
CHUPACA
MOYOPAMPAHUAMPANÍ
LAS FLORES
HUANCAVELICAPLATANAL
LA PLANICIECAMPO ARMIÑO
DESIERTO
KALLPA
CAÑETE
INDEPENDENCIAACEROS AREQUIPA
ICAPISCO
ZAPALLAL
SAN JUANBALNEARIOS
SANTA ROSA
VENTANILLA
CHAVARRIA
INGENIO
CAJAMARQUILLA
CHILLÓN
OQUENDO
CARABAYLLO
CARHUAMAYO-ISA
HUACHO
LA OROYA C.H.CHIMAYHUINCO POMACOCHA
ANDAHUÁSI
JAUJA
PACHACHACASANTA ROSAHUANCHORPURMACANA
PARÁGSHA
YUNCÁN
OROYA NUEVA YANANGOTARMACHUNCHUYACU
GOYLLARIQUIZGA
YAUPI
OXAPAMPA
PARAMONGA EXISTENTE
HUARÁZ
PARAMONGA NUEVA
HUARMEY
CONDORCOCHAMALPASO
CAHUAUCHUCCHACUA
PARIAC
CONOCOCHA
09 DE OCTUBRE
RONCADOR
CARHUAZ
VIZCARRA
ANTAMINA
POMABAMBA
CARÁZ
TICAPAMPA
SANTA CRUZ AUCAYACUHUALLANCA
HUALLANCANUEVA
CHIMBOTE
CAÑON DEL PATO
SAN JACINTONEPEÑA
CASMA
L-6684
LA PAMPASIHUAS
TAYABAMBALLACUABAMBA
TOCACHE
PIAS
CAJAMARCA
CHILETE SAN MARCOSCAJABAMBA
LA MORENA
TRUJILLO NORTE PALLASCAMOTIL
STGO DE CAO
ALTO CHICAMAPORVENIR
TRUJILLO SUR
KIMAN AYLLU
PACASMAYO
CHICLAYO OESTE
GUADALUPE
ILLIMOLA VIÑA
TUMAN
CHICLAYO NORTEPOMALCA
CAYALTÍ
TEMBLADERA
CARHUAQUERO
GOLD MILL
CORONA
CUTERVO
GALLITO CIEGO
CAÑA BRAVA
CHIRICONGA
CHACHAPOYAS
CELENDÍNYANACOCHA
GERACACLIC
TARAPOTO
MOYOBAMBA
YURIMAGUAS
BELLAVISTA
BAGUA CHICA
MUYO
NUEVAJAEN BAGUA GRANDE
JAEN
RIOJALA PELOTAQUANDA
OCCIDENTE
PIURA OESTELOMA LARGA
CHULUCANAS
MORROPON
OLMOS
MOTUPE
BAYOBAR
TALARA
CURUMUYEl ARENAL
LA UNIÓN
SECHURA
CONSTANTE
PAITA
SULLANALA HUACA POECHOS 2
LA NIÑA
MACHÁLA
ZORRITOS NVO. ZORRITOSTUMBES
ZARUMILLA
MALACAS
PUCALLPA
YARINACOCHA
HUÁNUCO
TINGO MARÍA
AGUAYTIA
ABANCAY
CHUMPE
CHILCA 1CHILCA
PIERINA
MAZUCO
PTO. MALDONADO
IQUITOS
MÁNCORA
PIURA
Línea de transmisión en 500kVLínea de transmisión en 220kVLínea de transmisión en138kVLínea de transmisión en 33-50-60-66kVSubestaciónCentral HidraúlicaCentral TérmicaCapital de departamento
OCÉANO
PAC Í F I CO
E C U A D O R
C O L O M B I A
B R A S I L
CHILE
BO
LIV
IA
O C É A N OP A C Í F I C O
EL PERÚEN AMÉRICA
O C É A N OA T L Á N T I C O
PERÚ
Norte:Demanda total: 719 MW
15.7% Centro:Demanda total: 3018 MW
65.9%
Sur:Demanda total: 843 MW
18.4%
Gráfico 4.1Distribución especial de la demanda eléctrica
Fuente: COES.
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Fuente: COES.
Gráfico 4.2Crecimiento espacial de la generación eléctrica por zonas geográficas
Este elevado crecimiento de generación en una zona del país requiere de infraestructura de transmisión que permita llevar la energía eléctrica desde el sur de Lima (Chilca en donde se concentran la mayor cantidad de cen-trales a gas natural) hacia el norte y sur del país. A su vez, la concentración de la generación ha provocado congestión en las redes de transmisión existentes provocando la elevación de los costos de producción (costos marginales) entre zonas del país; puesto que la energía barata no puede llegar a esos sitios, es necesario generarla en la zona con combustibles y tecnologías más caras y menos efi cientes.
El abastecimiento de este polo energético de generación eléctrica (Chilca) depende de la operación de un solo gasoducto que viene desde Camisea, el cual a la vez está asociado a la operación del ducto de líquidos de gas natural.
En 2009, la capacidad de transporte hacia Lima de la Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP) (300 Millones de pies cúbicos por día = MMPCD) estu-vo operando a plena carga, esperándose que el aumento a 450 MMPCD, en 2010, permita satisfacer la demanda. Sobre esto último, semanas atrás el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) ha expresado la posibilidad de tener restricciones de suministro eléctrico si la ampliación de la capacidad del ducto sufre retrasos en los años 2012 y 2013, debi-do a la falta de capacidad de transporte de gas natural hacia el polo de
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producción de energía eléctrica de Chilca, como se puede apreciar en el gráfi co siguiente.
De lo anterior se observa que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) depende cada vez más del gas natural de Camisea, el cual es trans-portado por una misma ruta de gasoducto, lo cual conlleva un alto riesgo para el sistema frente a una salida intempestiva del gasoducto debido a la generación con centrales a gas natural que se encuentran concentradas en la zona de Chilca.
Gráfico 4.3Consumo de gas natural esperado para generación eléctrica
versus la capacidad del ducto hacia Chilca
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500E
ne-0
9
Abr
-09
Jun-
09
Oct
-09
Ene
-10
Abr
-10
Jul-1
0
Oct
-10
Ene
-11
Abr
-11
Jul-1
1
Oct
-11
Ene
-12
Abr
-12
Jul-1
2
Oct
-12
Ene
-13
Abr
-13
Jul-1
3
Oct
-13
MM
PCD
Capacidad máxima
Otros usos
Fuente: COES.
CC.TT Calana y Mollendo
Despacho de CCTT a GN. Asociadas al ducto de 18’
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CAPÍTULO
5 RESUMEN DE LOS ESCENARIOS SIMULADOS
La elaboración de los escenarios de mediano y largo plazo toma en cuen-ta la infraestructura comprometida mediante contratos y licitaciones que ingresarán en el sector energía en los próximos seis años. Asimismo para el desarrollo de mediano plazo se tendrá en cuenta la proyección de la co-yuntura actual y el impacto futuro de las condiciones actuales de consumo y producción; el análisis se centrará en la coyuntura de los próximos años en lo concerniente a la generación de electricidad.
Por otra parte, se contemplará en todos los escenarios la ejecución de la política energética aprobada y sus lineamientos de política nacional, de los cuales enumeraremos los siguientes, si bien no se han considerado objetivos con metas específi cas para cada uno.
Mejoramiento de la efi ciencia energética en todos los niveles de consu-mo.
Promoción de centrales hidroeléctricas en todos los escenarios.
Mejoramiento del transporte y distribución de gas natural y derivados de petróleo.
Promoción de instalación de ciclos combinados a gas natural.
Diversifi car la matriz en base a energías renovables —convencionales y no convencionales—, hidrocarburos, geotermal y nuclear, que garanti-cen la seguridad energética del país.
Mayor uso del GLP residencial y rural.
Ingreso de la industria petroquímica.
Promoción de la electrifi cación rural para alcanzar la cobertura total del servicio.
Sustituir equipos de cocción tradicional por equipos efi cientemente
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energéticos.
Alcanzar una balanza comercial positiva de hidrocarburos.
Sistemas descentralizados en distribución de gas natural en todos los sectores de consumo del país.
Limitar el uso de energía fósil a través de medidas impositivas que afec-ten el consumo de los combustibles contaminantes y menos efi cientes.
Limitar el uso de biomasa en la matriz energética nacional.
Establecer medidas para la mitigación de emisiones provenientes de las fuentes de energía.
Sustituir combustibles líquidos derivados del petróleo por gas natural y GLP en la industria y el transporte urbano, interprovincial y de carga.
Lo anteriormente establecido en la política energética nacional será con-siderada para todos los escenarios, las condiciones particulares de cada uno de los escenarios se muestra en resumen en el siguiente cuadro para las consideraciones utilizadas para la demanda de energía.
Cuadro 5.1 Condiciones asumidas por escenario para la demanda
Demanda
Nombre Horizonte Años Economía PBI Electricidad Gas naturalExportación gás natural
Hidrocarburos
Escenario A
Mediano plazo
2011-2016
Desarrollo alto
6,0% 10,0%
PRH+Plan de obras de GGEE al 2016
Sí Mayor a PRH
Escenario B
Mediano plazo
2011-2016
Desarrollo medio
5,0% 8,0%
PRH+Plan de obras de GGEE al 2016
SíPlan referencial hidrocarburos (PRH)
Escenario I
Largo plazo
2011-2040
Desarrollo alto
5,0% 8,0%
PRH+ varia GGEE + petrroquímica 2013
Sí hasta el 2029
Mayor a PRH - cambio a gas natural en sector transporte e industria
Escenario II
Largo plazo
2011-2040
Desarrollo medio
4,5% 7,0%
PRH+ varia GGEE + petrroquímica 2013
Sí hasta el 2029
PRH - cambio a gas natural en sector transporte e industria hidrocarburos
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Del mismo modo, en el cuadro siguiente se resume las condiciones para la oferta utilizada en los escenarios simulados.
Cuadro 5.2 Condiciones asumidas por escenario para la oferta
Oferta
Nombre Horizonte Años Electricidad Gas naturalReservas
GNHidrocarburos Reservas HC
Escenario A
Mediano plazo
2011-2016
COES + licitaciones + reserva fría + RER
Ampliación hasta 450 MMPCD hacia Lima
- Existente -
Escenario B
Mediano plazo
2011-2016
COES + licitaciones + reserva fría + RER
Ampliación hasta 450 MMPCD hacia Lima
- Existente -
Escenario I
Largo plazo
2011-2040
Hidroeléctricas principalmente + nuclear 2030 + RER
1880 MMPCD de producción en 2020
11,0 TCF+ Nuevas reservas
ExistenteSin nuevas reservas
Escenario II
Largo plazo
2011-2040
Hidroeléctricas principalmente + nuclear 2030 + RER
1880 MMPCD de producción en 2030
11,0 TCF+ Nuevas reservas
ExistenteNuevas reservas
Escenario III
Largo plazo
2011-2040
Hidroeléctricas principalmente + nuclear 2030 + RER
Hasta 1550 MMPCD
11,0 TCF+ Nuevas reservas
ExistenteNuevas reservas
Fuente: Elaboración propia.
Escenario III
Largo plazo
2011-2040
Desarrollo bajo
4.0% 6.0%
PRH+ varia GGEE + petrroquímica 2015
Sí hasta el 2029
Menor a PRH - cambio a gas natural en sector transporte e industria
Fuente: Elaboración propia.
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CAPÍTULO
6 RESULTADOS DE ESCENARIOS TENDENCIALES DEL 2011 AL 2016
Los resultados de los escenarios tendenciales tomaron en cuenta la infraes-tructura comprometida mediante contratos y licitaciones que ingresarán en el sector energía en los próximos seis años. Asimismo, el desarrollo de mediano plazo se tendrá en cuenta la proyección de la coyuntura actual y el impacto futuro de las condiciones actuales de consumo y producción. Los valores de las tendencias económicas se han tomado de los estudios encargados por CEPLAN para el quinquenio del 2011 al 2016.
Las tasas de crecimiento anual del escenario medio corresponden a las proyecciones tendenciales recibidas de CEPLAN. Las proyecciones de cre-cimiento alto corresponden a las expectativas de crecimiento del Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) y del Ministerio de Economía y Finan-zas (MEF).
6.1 Escenario A
Este escenario comprende el periodo 2011-2016, con las proyecciones realizadas por el CEPLAN para el crecimiento económico así como el desarrollo de los correspondientes sectores económicos. Así, las conside-raciones de este primer escenario se detallan a continuación:
Cuadro 6.1 Crecimiento económico asumidotasas de PBI
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Medio - 8,7% 5,8% 5,5% 4,9% 4,1% 5,2% 4,4%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Bajo - 8,7% 4,5% 4,5% 4,5% 4,0% 4,5% 4,0%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Alto - 8,7% 6,5% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0%
Fuente: CEPLAN Proyecciones Macroeconómicas 2011 – 2016 / Bruno Seminario (2010).
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6.1.1 Demanda
Crecimiento Económico
La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad ha asumido un desarrollo económico alto con el fi n de prevenir los requerimientos máximos del sistema energético nacional. Los valores estimados serán las proyecciones realizadas por el BCRP y el MEF.
Electricidad
Para el caso de la electricidad se ha considerado el mayor crecimiento de la demanda eléctrica, tomando en cuenta las estimaciones globa-les elaboradas en el Plan Referencial de Electricidad 2008, el último proceso de fi jación de tarifas en barra elaborado por OSINERGMIN, así como las últimas proyecciones elaboradas por el COES.
Gas natural
El mayor consumo de gas natural es para la generación eléctrica y el proyecto de exportación de Perú LNG. Se ha proyectado los consu-mos de los generadores eléctricos y las proyecciones de consumos residenciales e industriales.
En el gráfi co siguiente se puede observar la demanda de gas natural proyectada para el mediano y largo plazo en el “Estudio para ela-borar la estrategia para el desarrollo del sector energético”, desa-rrollado por OSINERGMIN, la Fundación Bariloche y Cenergía; en el mismo se aprecia la capacidad de producción de los lotes 88 y 56 con una línea negra y además la capacidad de producción total, contando con la entrada en explotación de otro lotes aledaños a Camisea según lo estimado por Perú LNG.
Cuadro 6.2 Proyección de demanda electricidad - Escenario Alto
Energía Potencia
Año GWh % MW %
2011 35 052 8,1 % 4 967 7,5%
2012 37 869 8,0% 5 370 8,1%
2013 43 374 14,5% 6 100 13,6%
2014 48 883 12,7% 6 856 12,4%
2015 54 085 10,6% 7 440 8,5%
2016 57 106 5,6% 7 867 5,7%
Promedio: 2011-2016 10,3% 9,6%
Fuente: COES.
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Como puede apreciarse, hacia fi nes del año 2013 podría existir una falta de producción para cubrir la demanda de gas natural. Este grá-fi co incluye la demanda destinada a la exportación (Proyecto Perú LNG), previendo que se venderá 620 MMPCD durante los años 2010 y 2028 contabilizando un total de 4,2 TCF de consumo de reservas.
Gráfico 6.1Demanda de gas natural versus oferta prevista. Periodo 2009 - 2028
0
400
800
1 200
1 600
2 000
2 400
2 800
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
MM
PCD
Total Mercado departamento de Lima y Callao
Total Mercado departamento de Ica
Total Mercado en la región Macrosur
Perú - LNG
Planta en base a etano
Total Mercado Sierra Central
Total Mercado departamento de Cusco
Total Mercado departamento de Ancash
Generación eléctrica
1098 MPCD
1368 MPCD
1548 MPCDPlanta en base a ETANO
Generación eléctrica
Perú - LNG
1 368 MPCD
1 948 MPCD2 148 MPCD
2 348 MPCD
Total Mercado Sierra Central
Total Mercado en la regiónMacrosur
Total Mercado departamentode Lima y Callao
Total Mercado departamentode Ica
Total Mercado departamentode Ancash
Hipótesis de ampliación de la oferta según PRH-DHH-MEM diciembre de
2008
Fuente: “Estudio para elaborar la Estrategia para el Desarrollo del Sector Energético” desarrollado por OSINERGMIN,CENERGIA y Fundacion Bariloche.
Si se concentraran todas las proyeccionesrelevadas y se asume un limite de 1548MPCD como máximo a entregar por loslotes en producción de Camisea, no habríagas suficiente para atender las demandasya a corto y mediano plazo en particulardespués de 2014-2016
Hidrocarburos
En el caso de la demanda de hidrocarburos, los mayores consumi-dores de hidrocarburos líquidos seguirán siendo el sector transporte e industria.
Se considera la sustitución de los hidrocarburos en los parques au-tomotores de Lima e industrial según la demanda estimada en el Plan Referencial de Hidrocarburos y su reemplazo progresivo por Gas Natural Vehicular (GNV) en el caso de Lima. Sin embargo, al no haberse establecido en ningún plan de energía metas concretas so-bre cuánto del parque automotor se busca cambiar a gas natural, las simulaciones han tomado en consideración un comportamiento ten-dencial en la sustitución de hidrocarburos líquidos por gas natural.
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6.1.2 Oferta
Electricidad
Se utilizará el Plan de Obras de Construcción de Centrales Eléctri-cas establecido por el COES como se puede apreciar en el cuadro siguiente.
Cuadro 6.3 Plan de obras de generación 2011-2016
Fecha deingreso
ProyectoPotencia
(MW)
Jul-2011 C.H. Purmacana - Eléctrica Santa Rosa 1,8
Jul-2011 C.T. Central Biomasa Huaycoloro - Petramas 4,4
Ago. 2011 C.T. Generación de Emergencia Mollendo 60,0
Ago. 2011 C.T. Generación de Emergencia Trujillo 60,0
Set-2011 C.H. Nueva Imperial - Hidrocañete 4,0
Feb. 2012 C.H. Pias I - Aguas y Energia Perú 12,6
Abr. 2012 C.H. Huasahuasi Ii - Hidroeléctrica Santa Cruz 8,0
Jul. 2012 C.E. Central eólica Talara - Energía eólica 30,0
Jul. 2012 C.E. Central eólica Cupisnique - Energía eólica 80,0
Set. 2012 C.T. Kallpa Tv ciclo combinado (280 MW) 280,0
Oct. 2012 C.H. Huasahuasi I - Hidroeléctrica Santa Cruz 7,8
Oct. 2012C.H. Shima - Consorcio "Energoret Ingenieros Consultores / Manufacturas industriales Mendoza
5,0
Dic. 2012 C.E. Central eólica Marcona - Consorcio Cobra Perú/Perú Energía renovable 32,0
Dic. 2012 C.H. Yanapampa - Eléctrica Yanapampa 4,1
Ene. 2013 C.H. Machupicchu Ii (101,8 MW) Egemsa 101,8
Ene. 2013 C.S. Central solar Panamericana - Consorcio Panamericana Solar 20Ts 20,0
Ene. 2013 C.S. Central solar Majes - Grupo T Solar Global 20,0
Ene. 2013 C.S. Central solar Repartición - Grupo T Solar Global 20,0
Ene. 2013 C.S. Central solar Tacna - Consorcio Tacna Solar 20Ts 20,0
Ene. 2013 C.H. Chancay - Sinersa 19,2
Ene. 2013 C.H. Angel I - Generadora de Energía del Perú 20,0
Ene. 2013 C.H. Angel Ii - Generadora de Energía del Perú 20,0
Ene. 2013 C.H. Angel Iii - Generadora de Energía del Perú 20,0
Ene. 2013 C.T. Nueva Esperanza (3 TG´S - 45 MW) 135,0
Feb. 2013 C.T. Quillabamba (4 TG´S - 50 MW) 200,0
Feb. 2013 C.H. Huanza (90,6 MW) 90,6
Abr. 2013 C.T. Santo Domingo de Los Olleros - TG1- Termochilca 196,4
Abr. 2013 C.T. Fenix - TG1+ TG2+Tv - ciclo combinado - Fénix 534,3
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Como se puede apreciar, la nueva generación eléctrica será casi en su totalidad termoeléctrica con gas natural hasta el año 2013 en unos 2 000 MW incluyendo la instalación de las centrales térmicas consideradas como reserva fría (600 MW). Durante este mismo pe-riodo la hidroeléctrica de mayor tamaño a entrar en operación será la ampliación de la central Machu Picchu. La participación de las energías renovables (RER) es de acuerdo a los resultados de las dos últimas subastas realizadas por OSINERGMIN.
A partir del año 2014 todavía se considera entrarán en operación nuevas centrales hidroeléctricas de mayor envergadura, a partir de este periodo se considera que es necesario evaluar con mayor deta-lle el ingreso de nueva generación térmica a gas natural de Camisea debido a la capacidad de transporte así como la capacidad de pro-ducción del campo.
Actualmente el suministro para las centrales térmicas a gas natu-ral corre riesgo de no ser sufi ciente a partir del año 2012 debido a restricciones en la capacidad de transporte de gas natural. Esta condición causaría un mayor o menor impacto dependiendo de las condiciones hidrológicas que pudieran darse hacia mediados de 2012 e inicios de 2013.
Se prevé que para el año 2014 en la zona de Chilca se concentre alrededor de 3 000 a 4 000 MW utilizando gas natural en su mayo-ría ciclo combinado.
Ago. 2013 C.T. Chilca Tv ciclo combinado (230 MW) 303,5
Oct. 2013 C.T. Turbo Gas dual D2/gas natural - norte (Talara) 200,0
Oct. 2013 C.T. Turbo Gas dual D2/gas natural - norte (Trujillo) 200,0
Oct. 2013 C.T. Turbo Gas dual D2/gas natural - Sur (Ilo) 400,0
Abr. 2014 C.T. Santo Domingo de Los Olleros - Tv - ciclo combinado - Termochilca 99,3
Jul. 2014 C.H. Santa Teresa 90,7
Jul. 2014 C.T. El Faro TG ciclo abierto A Gn - Shougesa 169,0
Oct-2014 C.H. Quitaracsa 112,0
Dic. 2014 C.H. Cheves (168 MW) - Sn Power 168,0
Ene. 2015 C.H. La Virgen 64,0
Jul. 2015 C.T. El Faro Tv ciclo combinado 88,0
Dec-2015 C.H. Chaglla - Empresa de Generacion Huallaga 400,0
Ene-2016 C.H. Cerro del Águila - Kallpa 402,0
Fuente: COES.
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Por estas razones se ha considerado que no se instalará más cen-trales eléctricas a gas natural en la zona de Chilca a partir del año 2016. Después de este año únicamente se considera el ingreso de una central térmica a gas natural en la zona de Ilo como producto del desarrollo del gasoducto sur.
Gas natural
Para el mediano plazo se considera como parte de la demanda el proyecto de exportación de Perú LNG. Como se ha venido indican-do anteriormente, existe riesgo de falta de capacidad de transporte hacia Lima para generación eléctrica, la misma que requerirá de tener a tiempo en operación las ampliaciones esperadas como se aprecia en los gráfi cos 4.3 y 6.1.
En los campos de proyección de consumos residenciales e indus-triales se utilizará la demanda proyectada en el Plan Referencial de Hidrocarburos así como en los procesos de fi jación de tarifas de gas natural.
Hidrocarburos
Se considera que el abastecimiento de la demanda será atendido con las refi nerías existentes, además en el mediano plazo se espera la reducción del porcentaje de azufre en los combustibles así como la continuidad de la estructura de precios de combustibles.
6.1.3 Resultados del Escenario A
A partir de los supuestos, se ha obtenido la proyección de demanda de energéticos para cada uno de los sectores de consumo.
Demanda de energía fi nal
Los análisis muestran que la demanda de energía fi nal crecerá a una tasa del 6,5 por ciento promedio anual en el periodo 2010-2016, que equivale a un aumento de aproximadamente 380 000 terajoule, destacándose el crecimiento del diésel y gas natural, este último como consecuencia del uso para generación eléctrica. La principal fuente sustituida es la gasolina, la cual se remplaza por GNV particularmente en el transporte. El alto crecimiento en el año 2013 se debe al ingreso de la industria petroquímica.
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La demanda estimada en el escenario base por sectores económicos se muestran en la fi gura siguiente. La distribución de la demanda muestra un rápido crecimiento de los sectores construcción y cemento, seguido de comercial, transporte e industrial.
2010 2011
Mile
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2012 2013 2014 2015 2016
BiomasaCarbón y coqueDerivados petróleo
ElectricidadGas naturalOtras energias renovables
Gráfico 6.2Demanda de energía final Escenario A
0
200
400
600
800
1 000
1 200
Fuente: Elaboración propia.
Cuadro 6.4 Demanda de energía fi nal por fuentes (miles de terajoule )
Combustible 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Biomasa 101,5 107,0 112,7 118,5 124,6 130,8 137,1
Carbón y coque 32,8 35,4 38,2 41,3 44,6 48,2 52,1
Derivados petróleo 379,2 398,8 419,7 440,7 465.7 492,1 519,9
Electricidad 125,4 138,9 153,3 170,1 185,5 202,4 220,9
Gas natural 32,5 35,5 38,9 105,3 109,4 113,9 118,8
Otras energías renovables 3,0 3,2 3,5 3,7 4,0 4,3 4,6
Total 674,4 718,8 766,2 879,7 933,8 991,6 1 053,4Fuente: Elaboración propia.
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2012 2013 2014 2015 2016
Residencial comercialAgriculturaPúblico servicios
IndustriaTransporteUso no energético
Gráfico 6.3Distribución sectorial del consumo. Escenario A
Fuente: Elaboración propia.
Cuadro 6.5 Demanda de energía fi nal por sectores (miles de terajoule)
Combustible 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Residencial comercial 178,8 190,4 202,8 216,0 230,0 245,0 260,9
Agricultura 20,9 23,0 25,1 27,2 29,3 31,4 33,5
Público servicios 16,3 17,1 17,9 18,8 19,8 20,8 21,8
Industria 201,2 218,5 237,4 320,8 343,3 367,8 394,5
Transporte 244,8 257,0 269,7 283,1 297,2 312,0 327,5
Uso no energético 12,4 12,8 13,2 13,7 14,2 14,7 15,2
Total 674,4 718,8 766,2 879,7 933,8 991,6 1 053,4Fuente: Elaboración propia.
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Gráfico 6.4 Estructura de la matriz energética. Escenario A. Demanda, año 2010
Fuente: Elaboración propia.
18,6%
4,8%0,4%
15,1%
4,9%
56,2%
Derivados del petróleoElectricidadGas naturalRenovablesBiomasaCombustibles sólidos
Gráfico 6.5 Estructura de la matriz energética. Escenario A. Demanda, año 2016
Fuente: Elaboración propia.
21%
11,3%
0,4%
13%
4,9%
49,4%
Derivados del petróleoElectricidadGas naturalRenovablesBiomasaCombustibles sólidos
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Cuadro 6.7 PBI y PBI per cápita (en dólares corrientes)
AñoPBI
(en millones de US$)Población
(en millones de personas)PBI per cápita
(en US$)
2008 128 933 28,23 4,568
2009 126 708 28,54 4,439
2010 144 710 28,86 5,013
2011 162 515 29,19 5,567
2012 177 781 29,52 6,022
2013 194 066 29,85 6,501
2014 210 293 30,18 6,967
2015 234 768 30,51 7,695
2016 254 145 30,84 8,241
Fuente: BCRP, CEPAL, INEI. Elaboración y proyección propia.Fuente: CEPLAN Proyecciones Macroeconómicas 2011 – 2016 / Bruno Seminario (2010).
6.2 Escenario B
6.2.1 Demanda
Crecimiento económico
La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad ha considerado un desarrollo económico medio elaborado por el CEPLAN con el fi n de prever los requerimientos tendenciales del sistema energético nacional. Los valores utilizados para ello son los que se muestran a continuación.
Cuadro 6.6 PBI y PBI per cápita (en soles constantes) 2008-2016
Año PBI Población PBI per cápita
(en millones de S/. 1994) (en millones de personas) (en S/. de 1994)
2008 191 505 28,23 6 785
2009 193 155 28,54 6 767
2010 209 960 28,86 7 274
2011 222 186 29,19 7 611
2012 234 485 29,52 7 943
2013 246 017 29,85 8 241
2014 256 140 30,18 8 487
2015 269 451 30,51 8 831
2016 281 315 30,84 9 122
Fuente: BCRP, INEI. Elaboración y proyección propia.
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Gas natural
El mayor consumo de gas natural es para la generación eléctrica y el proyecto de exportación de Perú LNG. En este aspecto se elabo-rarán las proyecciones de consumos por parte de los generadores eléctricos y se sumarán a las proyecciones de consumos residencia-les e industriales.
Como puede apreciarse en el gráfi co 6.1 hacia fi nes del año 2013 podría existir una falta de producción para cubrir la demanda de gas natural. Este gráfi co incluye la demanda destinada a la exporta-ción (Proyecto Perú LNG), previendo que se venderá 620 MMPCD durante los años 2010 y 2028 contabilizando un total de 4,2 TCF de consumo de reservas.
Hidrocarburos
En el caso de la demanda de hidrocarburos, los mayores consumi-dores de hidrocarburos líquidos seguirán siendo el sector transporte e industrial. Se preverá la sustitución de los hidrocarburos en los parques automotores de Lima e industrial según la demanda estima-da en el plan referencial de hidrocarburos.
Electricidad
Para el caso de la electricidad se considerará un crecimiento medio, considerando las estimaciones globales elaboradas en el Plan Refe-rencial de Electricidad 2008 y las últimas proyecciones del COES y OSINERGMIN.
Cuadro 6.8 Proyección de demanda electricidad. Escenario Medio
Energía Potencia
Año GWh % MW %
2011 34 704 8,1% 5 035 7,5%
2012 37 631 8,4% 5 566 10,5%
2013 40 665 8,1% 6 034 8,4%
2014 45 325 11,5% 6 723 11,4%
2015 49 739 9,7% 7 265 8,1%
2016 53 077 6,7% 7 739 6,5%
Promedio: 2011-2016 8,75% 8,74%
Fuente: COES.
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6.2.2 Oferta
Electricidad
La oferta de electricidad es la misma que se ha establecido en el es-cenario A. Sin embargo, la participación de la producción de elec-tricidad será mayor debido a la mayor demanda de electricidad, si bien se utilizará el mismo parque generador.
Gas natural
La oferta de gas natural es la misma que se ha establecido en el escenario A. Se tendrá un consumo mayor que en el escenario A de-bido al mayor uso de gas natural para la producción de electricidad.
Hidrocarburos
La oferta de gas natural es la misma que se ha establecido en el escenario A.
6.2.3 Resultados del Escenario B
A partir de los supuestos, se ha obtenido la proyección de deman-da de energéticos para cada uno de los sectores de consumo. Los análisis muestran que la demanda de energía fi nal crecerá a una tasa del 5 por ciento promedio anual en el periodo 2010-2016, que equivale a un aumento de aproximadamente 300 000 terajoule, destacándose el crecimiento del diésel y gas natural, este último como consecuencia del uso para generación eléctrica.
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La demanda estimada en el escenario base por sectores económi-cos se muestra en el gráfi co siguiente.
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600
800
1 000
2010 2011
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2012 2013 2014 2015 2016
BiomasaCarbón y coqueDerivados petróleo
ElectricidadGas naturalOtras energias renovables
Gráfico 6.6Demanda de energía final. Escenario B
Fuente: Elaboración propia.
Cuadro 6.9 Demanda de energía fi nal por fuentes (miles de terajoule )
Combustible 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Biomasa 101,5 105,9 110,3 114,9 119,5 124,2 129,0
Carbón y coque 32,7 34,5 36,4 38,5 40,7 42,9 45,4
Derivados petróleo 376,1 390,6 406,0 421,1 439,4 458,5 478,4
Electricidad 125,0 136,4 148,1 161,7 173,6 186,4 200,2
Gas natural 32,4 34,7 37,2 102,7 105,6 108,7 112,0
Otras energías renovables 3,0 3,2 3,4 3,6 3,8 4,0 4,3
Total 670,7 705,2 741,5 842,4 882,5 924,8 969,2Fuente: Elaboración propia.
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2012 2013 2014 2015 2016
Residencial comercialAgriculturaPúblico servicios
IndustriaTransporteUso no energético
Gráfico 6.7Distribución sectorial del consumo. Escenario B
Fuente: Elaboración Propia
Cuadro 6.10 Demanda de energía fi nal por sectores (miles de terajoule)
Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Residencial comercial 178,8 188,7 199,0 210,0 221,5 233,7 246,6
Agricultura 20,9 22,3 23,7 25,1 26,5 27,9 29,3
Público servicios 16,1 16,8 17,4 18,1 18,8 19,6 20,4
Industria 200,5 213,2 226,6 303,8 319,0 335,3 352,6
Transporte 242,0 251,6 261,6 272,0 282,8 294,0 305,7
Uso no energético 12,3 12,7 13,0 13,4 13,8 14,2 14,7
Total 670,7 705,2 741,5 842,4 882,5 924,8 969,2Fuente: Elaboración propia.
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Gráfico 6.8 Estructura de la matriz energética. Escenario B. Demanda, año 2010
Fuente: Elaboración propia.
Derivados del petróleoElectricidadGas naturalRenovablesBiomasaCombustibles sólidos
18,6%
4,8%
0,5%
15,1%
4,9%
56,1%
Gráfico 6.9 Estructura de la matriz energética. Escenario B. Demanda, año 2016
Fuente: Elaboración propia.
Derivados del petróleoElectricidadGas naturalRenovablesBiomasaCombustibles sólidos
20,7%
11,6%
0,4%
13,3%
4,7%
49,4%
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6.3 Análisis del Sector Eléctrico
6.3.1 Incertidumbres que afectan la generación de electricidad
La mayor incertidumbre que existe en la generación eléctrica es la disponibilidad del recurso agua a lo largo de un año y sus estacio-nes, así mismo año a año. Es decir, existen dos tipos de variacio-nes en la disponibilidad del recursos agua. La primera, asociada a la estacionalidad anual que en los meses de avenida (diciembre-abril) permite disponer de grandes cantidades de agua debido a las lluvias, como se puede apreciar en el gráfi co siguiente en el que se muestra el porcentaje de pérdida de potencia de generación de electricidad mes a mes.
Como se puede observar, en el SEIN la pérdida de disponibilidad de potencia estacional puede llegar a ser superior al 25 por ciento de toda la capacidad instalada de las centrales hidroeléctricas en los meses de máximo estiaje. Si bien la mayoría de centrales cuenta con sistemas de regulación mediante embalses de regulación esta-cional e interanual, la variabilidad estacional puede afectar seria-mente el sistema eléctrico si no se dispone de una reserva sufi ciente (generación térmica) que permita amortiguar el efecto de las épocas de estiaje.
Abr-0
4
Ago-
04
Nov
-04
Feb-
05
May
-05
Set-0
5
Dic
-05
Mar
-06
Jul-0
6
Oct
-06
Ene-
07
Abr-0
7
Ago-
07
Nov
-07
Feb-
08
Jun-
08
Set-0
8
Dic
-08
Mar
-09
Jul-0
9
Oct
-09
Ene-
10
May
-10
Porc
enta
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ism
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ión
Mes
Gráfico 6.10Porcentaje de disminución de la potencia efectiva mensual
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
Fuente: Boletines de Análisis de Operación del Sector Eléctrico – OSINERGMIN Elaboración propia.
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Por otro lado, existe otra incertidumbre que corresponde a la dispo-nibilidad del recurso agua de forma anual, es decir, existen años que son muy secos y otros muy húmedos; esta variabilidad interanual de la disponibilidad del recurso agua se muestra en el gráfi co siguiente.
En este gráfi co se muestra la capacidad de producción de todas las centrales eléctricas del SEIN de acuerdo a la disponibilidad de agua durante los años 1965 a 2006. Como se percibe, si ocurren las condiciones de lluvias de un año parecido a 1992 (año de sequía), se restringiría notablemente la capacidad de producción de las cen-trales eléctricas.
6.3.2 Restricciones de transporte de electricidad
Como se había advertido anteriormente, la concentración de la ca-pacidad de generación con gas natural genera otra necesidad, la de poder trasladar la energía generada en grandes cantidades en Chilca, hacia las zonas norte y sur del Perú. A la fecha existen res-tricciones en la capacidad de transmisión de las líneas que van del centro al norte y al sur. Debido a ello se ha establecido la cons-trucción y repotenciamiento de las líneas que permitan distribuir mejor la electricidad a todo el país. Esta infraestructura puede sufrir retrasos en su construcción por diversos motivos, lo cual afectaría fuertemente la estabilidad y disponibilidad de electricidad barata y confi able en el Norte y Sur.
Gráfico 6.11Energía hidráulica del sistema interconectado (Año 2006)
GWh
AñoFuente: OSINERGMIN.
1971
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
16 000
17 000
18 000
19 000
10 000
11 000
22 000
23 000
Media
Media - o
Media + o
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6.3.3 Restricciones de transporte de gas natural
Como se puede apreciar en el gráfi co 4.3, los requerimientos de gas natural de las centrales térmicas estarán por encima de la capacidad de transporte hacia Chilca y Lima, por lo que es necesario asegurar la ampliación de dicho ramal para poder disponer del gas natural para generación de electricidad.
6.3.4 Situación de la reserva eléctrica en el próximo quinquenio
Como se puede apreciar en el gráfi co siguiente, en el próximo quin-quenio la reserva de generación en la época de estiaje estará por encima del 15 por ciento. Sin embargo, en los años 2011 y 2012 y en particular el 2012 la reserva esperada es de 10 por ciento; esto considera una disminución de la capacidad de producción de electricidad de las centrales hidroeléctricas de un 30 por ciento, es decir, un año bastante seco.
Considerando que podría presentarse un año extremadamente seco en 2012, la dispo-nibilidad de agua podría ser incluso menor. Si a ello se agrega un posible retraso en la ampliación del ducto de Camisea para abastecer a las centrales de Chilca y el retraso en el ingreso de la central hidroeléctrica Machu Picchu II, podremos decir que existe un riesgo considerable de restricción del suministro eléctrico para fi nes de 2012 e ini-cios de 2013. Por ello es importante asegurar la entrada en operación de la ampliación de transporte de gas natural así como de las líneas de transmisión necesarias para el transporte de electricidad.
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2012 2013 2014 2015 2016
Reservas Térmico HIdro RER Demanda
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4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
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Demanda4 783 MW
R= 13%R= 10% Demanda
5 172 MW
R= 17%
Demanda5 874 MW
R= 20%
Demanda6 602 MW
R= 16%
Demanda7 164 MW
R= 19%
Demanda7 576 MW
Gráfico 6.12Estimación de la reserva en estiaje 2011 -2016
Fuente: COES
CAPÍTULO
7 RESULTADOS DE ESCENARIOS PROSPECTIVOS DE 2011 A 2040
Los resultados de los escenarios prospectivos han sido elaborados considerando los proyectos de infraestructura energética que se planean desarrollar en las próximas dos décadas. Asimismo, el desarrollo de largo plazo ha tenido en cuenta el impacto futuro de las condiciones de consumo y producción. Los valores de las tendencias económicas han tomado en cuenta los objetivos del Plan Estratégico de Desarrollo Nacional al 2021 elaborado por CEPLAN; en adelante se consideró un crecimiento promedio en cada escenario.
7.1 Crecimiento Económico
La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad tomará en consideración un desarrollo económico alto con el fi n contrastar los valores del escenario tendencial I del sistema ener-gético nacional.
2017 - 2021 = 6,0 %
2022 - 2026 = 5,0 %
2027 – 2040 = 4,5 %
7.2 Escenario I
7.2.1 Demanda
Electricidad
Para el caso de la electricidad se consideró las proyecciones ela-boradas en el Plan Referencial de Electricidad al 2025, las mismas que han sido debidamente actualizadas. Después de las cuales se asumirá un crecimiento alto de la demanda vegetativa.
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Gas natural
Para el largo plazo el proyecto de exportación de Perú LNG termi-nará su contrato en el año 2028 y acumulará un total de 4,2 TCF de consumo de las reservas totales. Para medir su impacto con el actual nivel de reservas se asumirá la capacidad de transporte de gas natural. En este punto existe riesgo de falta de capacidad de transporte hacia Lima para generación eléctrica; sin embargo, en este escenario dicha condición no será considerada; se supondrá que no existen restricciones en el largo plazo.
En los campos de proyección de consumos residenciales e indus-triales se utilizará la demanda proyectada en el Plan Referencial de Hidrocarburos así como en los procesos de fi jación de tarifas de gas natural, ajustando las mismas de acuerdo al crecimiento económi-co previsto para este escenario. Se continuará con las conversiones a GNV hasta donde sea posible.
Hidrocarburos
Se consideró la sustitución de los hidrocarburos líquidos deriva-dos de petróleo por combustibles como el gas natural y las ener-gías renovables.
7.2.2 Oferta
Electricidad
En cuanto a la generación eléctrica, se considera que no se desarro-llarán nuevas centrales a gas natural después del ingreso de la ca-pacidad comprometida en Chilca. El ingreso de nueva generación dependerá de la disponibilidad y certifi cación de nuevas reservas.
En el campo de la energía nuclear se considerará la entrada en ope-ración de esta tecnología después del año 2030, considerando que su maduración demora aproximadamente unos 15 a 20 años. La central nuclear a analizar tendrá una capacidad de entre 1 000 MW y 3 000 MW.
El desarrollo de centrales hidroeléctricas se considerará en todo el horizonte de análisis. Se considerará el desarrollo intensivo de Ener-gías Renovables No Convencionales (ERNC) de acuerdo al avance de los costos de contar con generación basada en dicha fuente. El
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parque generador utilizado para este escenario se muestra en el Anexo de Plan de obras de generación para el escenario I.
Gas natural
Se considerará el desarrollo de gasoductos regionales al norte y al sur, pero sin nueva capacidad de producción ni tampoco el desa-rrollo de nuevas reservas.
Hidrocarburos
En este capítulo de los hidrocarburos lo que se plantea observar es el impacto del desarrollo de reservas de hidrocarburos en la matriz energética, pero principalmente en la seguridad de suministro.
Para el petróleo se ha considerado los descubrimientos de las em-presas Talisman y Perenco realizados en la selva norte. Se considera su desarrollo en los años 2014 y 2018 con una cantidad de 300 millones de barriles por cada uno. Se considera el desarrollo de nuevas reservas de petróleo en el año 2025.
Para el gas natural las reservas corresponden a los descubrimien-tos realizados durante el año 2009 por las empresas Petrobrás y Pluspetrol en los lotes 57 y 58 aledaños a Camisea, considerando que en cada lote se desarrollarán reservas por 1,5 TCF en el 2015. Asimismo, se toma en cuenta el desarrollo de nuevas reservas en la década de 2020.
7.2.3 Resultados del Escenario I
A partir de los supuestos, se ha obtenido la proyección de demanda de energéticos para cada uno de los sectores de consumo. Los aná-lisis muestran que la demanda de energía fi nal crecerá a una tasa del 5,5 por ciento promedio anual en el periodo 2010-2040, que equivale a un aumento de aproximadamente 2 930 000 terajoule.
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La demanda estimada en el escenario base por sectores económi-cos se muestran en el gráfi co siguiente. La distribución de la de-manda muestra un rápido crecimiento de los sectores construcción y cemento seguido de comercial, transporte e industrial.
Cuadro 7.1 Demanda de energía fi nal por fuentes (miles de terajoule )
Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Biomasa 101,5 130,8 161,9 192,6 219,2 232,1 213,9
Carbón y coque 32,8 48,2 62,9 79,8 101,2 128,5 163,3
Derivados petróleo 379,2 492,1 632,4 805,6 1 024,2 1 300,6 1 650,2
Electricidad 125,4 202,4 291,3 412,0 584,9 834,0 1 194,8
Gas natural 32,5 113,9 135,8 165,0 207,1 268,8 360,6
Otras energías renovables 3,0 4,3 5,9 8,1 11,1 15,2 20,9
Total 674,4 991,6 1 290,3 1 663,0 2 147,7 2 779,3 3 603,6Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 7.1Demanda de energía final. Escenario I (Miles de terajoule)
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Biomasa
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Carbón y CoqueDerivados petróleo
ElectricidadGas NaturalOtras energías renovables
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1 000
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2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
Fuente: Elaboración propia.
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7.3 Escenario II
7.3.1 Demanda
Crecimiento económico
La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad tomará en consideración un desarrollo econó-mico medio de los últimos 10 años con el fi n de prever los reque-rimientos tendenciales del sistema energético nacional y establecer una línea de referencia sobre la cual contrastar los otros escenarios.
2017 - 2021 = 5,0 %
2022 - 2026 = 4,5 %
Cuadro 7.2 Demanda de energía fi nal por fuentes (miles de terajoule)
Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Residencial comercial 178,8 245,0 331,0 442,9 592,7 793,2 1061,4
Agricultura 20,9 31,4 41,9 52,3 62,8 73,3 83,7
Público servicios 16,3 20,8 26,5 33,8 43,2 55,1 70,3
Industria 201,2 367,8 476,0 606,5 778,3 1 004,7 1 302,9
Transporte 244,8 312,0 397,6 506,8 646,1 823,8 1 050,5
Uso no energético 12,4 14,7 17,4 20,7 24,6 29,2 34,7
Total 674,4 991,6 1 290,3 1 663,0 2 147,7 2 779,3 3 603,6Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 7.2Disctribución sectorial del consumo. Escenario I (Miles de terajoule)
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Residencial comercial
Mile
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AgriculturaPúblico servicios
IndustriaTransporteUso no energético
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
Fuente: Elaboración propia.
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2027 – 2040 = 4,0 %
Electricidad
Para el caso de la electricidad se considerará las proyecciones ela-boradas en el Plan Referencial de Electricidad a 2025, después de las cuales se supondrá un crecimiento medio de la demanda vege-tativa.
Gas natural
El consumo para una nueva generación eléctrica se tendrá que res-tringir a partir de 2014, excepto una central de ciclo simple en Ilo como parte del desarrollo del gasoducto sur. El proyecto de expor-tación de Perú LNG se mantiene hasta el fi n del contrato en el año 2028. Se continúa las conversiones a GNV y se expande la deman-da residencial pero a menor ritmo que en el Escenario I.
Hidrocarburos
Se considerará la sustitución de los hidrocarburos líquidos deriva-dos de petróleo por combustibles como el gas natural y las energías renovables.
7.3.2 Oferta
Electricidad
En la generación eléctrica se considera que no se desarrollarán nuevas centrales a gas natural después del ingreso de la capacidad comprometida en Chilca. El ingreso de nueva generación depende-rá de la disponibilidad y certifi cación de nuevas reservas.
En el campo de la energía nuclear se considerará la entrada en ope-ración de esta tecnología después del año 2030, considerando que su maduración demora aproximadamente unos 15 a 20 años. La central nuclear a analizar tendrá una capacidad de entre 1 000 MW y 3 000 MW.
El desarrollo de centrales hidroeléctricas se considerará en todo el horizonte de análisis. Se considerará el desarrollo intensivo de Ener-gías Renovables No Convencionales (ERNC) de acuerdo al avance de los costos de contar con generación basada en dicha fuente.
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El parque generador utilizado para este escenario se muestra en el Anexo de Plan de obras de generación para el Escenario II.
Gas natural
Se considerará el desarrollo de gasoductos regionales al norte y al sur así como de nueva capacidad de producción en el campo debi-do al desarrollo de nuevas reservas.
Se han incrementado reservas en el año 2016 en una cantidad de 3 TCF. Estas reservas corresponden a los descubrimientos realizados durante el año 2009 por las empresas Petrobrás y Pluspetrol en los lotes 57 y 58 aledaños a Camisea, considerando que en cada lote se desarrollarán reservas por 1,5 TCF. Además a este desarrollo de reservas, se considera que se podrá desarrollar 2,0 TCF adicionales en el largo plazo a partir del año 2025.
Hidrocarburos
Se considera que el abastecimiento de la demanda será atendido con las refi nerías existentes, además en el mediano plazo se espera la reducción del porcentaje de azufre en los combustibles así como la continuidad de la estructura de precios de combustibles.
En este capítulo de los hidrocarburos lo que se plantea observar es el impacto del desarrollo de reservas de hidrocarburos en la matriz energética, pero principalmente en la seguridad de suministro.
Para el petróleo se ha considerado los descubrimientos de las em-presas Talismán y Perenco realizados en la selva norte. Se considera su desarrollo en los años 2014 y 2018 con una cantidad de 300 millones de barriles por cada uno. Se considera el desarrollo de nuevas reservas de petróleo en el año 2025.
7.3.3 Resultados del Escenario II
A partir de los supuestos, se ha obtenido la proyección de demanda de energéticos para cada uno de los sectores de consumo. Los aná-lisis muestran que la demanda de energía fi nal crecerá a una tasa del 4,3 por ciento promedio anual en el periodo 2010-2040, que equivale a un aumento de aproximadamente 2 050 000 terajoule.
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La demanda estimada en el escenario base por sectores económi-cos, se muestra en el gráfi co que sigue. La distribución de la de-manda muestra un rápido crecimiento de los sectores construcción y cemento seguido del comercial, transporte e industrial.
Cuadro 7.3 Demanda de energía fi nal por fuentes Escenario II - (miles de terajoule)
Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Biomasa 101,5 124,2 146,6 166,4 180,8 183,0 161,4
Carbón y coque 32,7 42,9 53,5 65,9 81,0 99,8 122,8
Derivados petróleo 376,1 458,5 561,7 685,2 834,8 1 016.1 1 235,8
Electricidad 125,0 186,4 256,2 348,8 476,4 653,0 898,5
Gas natural 32,4 108,7 125,3 147,6 178,9 223,2 286,8
Otras energías renovables 3,0 4,0 5,3 6,8 8,9 11,5 15,0
Total 670,7 924,8 1 148,6 1 420,7 1 760,8 2 186,6 2 720,3Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 7.3Demanda energía final. Escenario II (Miles de terajoule)
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Biomasa
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Carbón y coqueDerivados petróleo
ElectricidadGas naturalOtras energías renovables
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro 7.4 Demanda de energía fi nal por sectores Escenario II - (miles de terajoule)
Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Residencial comercial 178,8 233,7 301,1 384,3 490,5 626,0 799,0
Agricultura 20,9 27,9 34,9 41,9 48,8 55,8 62,8
Público servicios 16,1 19,6 23,8 29,0 35,3 42,9 52,3
Industria 200,5 335,3 414,9 512,0 636,0 794,2 996,1
Transporte 242,0 294,0 357,3 434,3 528,0 641,8 780,3
Uso no energético 12,3 14,2 16,5 19,1 22,2 25,7 29,8
Total 670,7 924,8 1 148,6 1 420,7 1 760,8 2 186,6 2 720,3Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 7.4Disctribución sectorial del consumo. Escenario II (Miles de terajoule)
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Residencial comercial
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AgriculturaPúblico servicios
IndustriaTransporteUso no energético
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Fuente: Elaboración Propia
7.4 Escenario III
7.4.1 Demanda
Crecimiento Económico
La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad tomará en consideración un desarrollo económi-co bajo con el fi n contrastar los valores del escenario tendencial I del sistema energético nacional.
2017 - 2021 = 4,5 %
2022 - 2026 = 4,0 %
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2027 – 2040 = 3,5 %
Electricidad
Para el caso de la electricidad se considerará proyecciones por enci-ma de las elaboradas en el Plan Referencial de Electricidad a 2025, previendo un crecimiento económico bajo de la demanda vegeta-tiva.
Gas natural
El consumo para nueva generación eléctrica se tendrá que restrin-gir a partir de 2014 y se analizará. El proyecto de exportación de Perú LNG se mantiene hasta el fi n del contrato. Se continúan las conversiones a GNV y se expande la demanda residencial, pero a mayor ritmo que en el Escenario I. Además de ello, se considerará el desarrollo de la petroquímica.
Hidrocarburos
Los mayores consumidores de hidrocarburos líquidos seguirán sien-do el sector transporte e industrial. En el caso del sector transporte se considera el impacto de nueva tecnología como vehículos híbri-dos y la mejora de la calidad de los combustibles.
7.4.2 Oferta
Electricidad
En la generación eléctrica se considera que no se desarrollarán nuevas centrales a gas natural después del ingreso de la capacidad comprometida en Chilca. El ingreso de nueva generación depende-rá de la disponibilidad y certifi cación de nuevas reservas.
El desarrollo de centrales será hidroeléctrico principalmente hasta el año 2030. Incluirá los proyectos de la Amazonía comprendidos en el convenio con Brasil.
En el campo de la energía nuclear se considerará la entrada en ope-ración de esta tecnología después del año 2030, considerando que su maduración demora aproximadamente unos 15 a 20 años. La central nuclear a analizar tendrá una capacidad de entre 1 000 MW y 3 000 MW de ser necesario se evaluará el ingreso de mayor ca-pacidad.
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El desarrollo de centrales hidroeléctricas se considerará en todo el horizonte de análisis. Se considerará el desarrollo intensivo de ener-gías renovables no convencionales (ERNC) de acuerdo al avance de los costos de contar con generación basada en dicha fuente.
El parque generador utilizado para este escenario se muestra en el Anexo de Plan de obras de generación para el Escenario II.
Gas natural
Se considerará el desarrollo de gasoductos regionales al norte y al sur así como de nueva capacidad de producción en el campo debi-do al desarrollo de nuevas reservas.
Se han incrementado reservas en el año 2016 en una cantidad de 3 TCF. Estas reservas corresponden a los descubrimientos realizados durante el año 2009 por las empresas Petrobrás y Pluspetrol en los lotes 57 y 58 aledaños a Camisea, considerando que en cada lote se desarrollarán reservas por 1,5 TCF. Adicionalmente a este desarrollo de reservas se considera que se podrá desarrollar 2,0 TCF adiciona-les en el largo plazo a partir del año 2025.
Hidrocarburos
Se considera que el abastecimiento de la demanda será atendido con las refi nerías existentes. De ser necesario, en el futuro se deter-minará la necesidad de ampliaciones o nuevas refi nerías, además en el mediano plazo se espera la reducción del porcentaje de azu-fre en los combustibles así como la continuidad de la estructura de precios de combustibles.
7.4.3 Resultados del Escenario III
A partir de los supuestos, se ha obtenido la proyección de demanda de energéticos para cada uno de los sectores de consumo. Los aná-lisis muestran que la demanda de energía fi nal crecerá a una tasa del 3,3 por ciento promedio anual en el periodo 2010-2040, que equivale a un aumento de aproximadamente 1 380 000 terajoule.
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La demanda estimada en el escenario base por sectores económi-cos se muestran en el gráfi co siguiente. La distribución de la de-manda muestra un rápido crecimiento de los sectores construcción y cemento seguido de comercial, transporte e industrial.
Cuadro 7.5 Demanda de energía fi nal por fuentes Escenario III - (miles de terajoule)
Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Biomasa 101,5 117,9 132,3 143,0 148,0 142,6 119,6
Carbón y coque 32,6 38,2 45,4 54,2 64,6 77,1 91,9
Derivados petróleo 373,9 427,9 499,0 581,9 678.2 790,3 920,6
Electricidad 124,7 171,6 225,0 294,5 386,6 509,2 672,7
Gas natural 32,3 104,0 116,3 133,1 155,9 187,2 230,7
Otras energías renovables 3,0 3,9 4,9 6,1 7,6 9,4 11,8
Total 668,0 863,6 1 022,9 1 212,7 1 440,9 1 715,8 2 047,3Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 7.5Demanda energía final. Escenario III (Miles de terajoule)
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Biomasa
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Carbón y coqueDerivados petróleo
ElectricidadGas naturalOtras energías renovables
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Fuente: Elaboración propia.
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Cuadro 7.6 Demanda de energía fi nal por sectores Escenario III - (miles de terajoule)
Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Residencial comercial 178,8 222,8 273,7 333,0 405,2 493,0 599,8
Agricultura 20,9 24,4 27,9 31,4 34,9 38,4 41,9
Público servicios 16,0 18,5 21,4 24,9 28,8 33,4 38,7
Industria 199,9 305,9 362,2 432,9 520,3 628,4 762,2
Transporte 240,2 278,1 321,9 372,8 431,7 500,0 579,1
Uso no energético 12,2 13,8 15,7 17,7 20,0 22,7 25,7
Total 668,0 863,6 1 022.9 1 212,7 1 440,9 1 715,8 2 047,3Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 7.6Disctribución sectorial del consumo. Escenario III (Miles de terajoule)
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Residencial comercial
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Fuente: Elaboración propia.
AgriculturaPúblico servicios
IndustriaTransporteUso no energético
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Cuadro 7.7 Requerimientos primarios – Escenario I Crecimiento de demanda alto
Combustible 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Biomasa 101,5 131,0 162,2 192,8 219,4 232,3 214,1
Carbón y Coque 53,8 71,6 89,9 150,7 219,3 233,2 326,9
Crudo 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1
Derivados petróleo 64,6 205,2 352,4 531,5 776,3 1 029,7 1 464,6
Gas natural 170,9 360,1 399,5 419,3 464,9 475,2 623,2
Geotermia 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 21,7 23,0
Hidráulica 78,7 100,9 190,6 315,8 485,9 658,9 926,2
LGN 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3
Nuclear 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 346,7 550,9
Otras energías renovables
3,0 4,3 5,9 8,1 11,1 15,2 20,9
Viento 0,0 1,7 1,8 4,8 8,1 14,4 18,6
Total 831,9 1234,2 1 561,7 1 982,5 2 544,5 3 386,7 4 527,8Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 7.7Requerimientos primarios. Escenario I. Crecimiento de demanda alto
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
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Fuente: Elaboración propia.
BiomasaCarbón y coqueCrudoDerivados petróleo
Gas natural
Geotermia
Hidráulica
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Otras energías renovables
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7.5 Requerimientos Primarios-Por Escenario
A continuación se presentan los resultados de los requerimientos primarios para los distintos escenarios, en forma detallada, por fuente energética.
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Cuadro 7.8 Requerimientos primarios – Escenario II Crecimiento de demanda medio
Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Biomasa 101,5 124,4 146,8 166,6 181,0 183,2 161,7
Carbón y coque 53,6 65,0 78,9 133,4 150,1 168,6 215,0
Crudo 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1
Derivados petróleo 61,3 147,8 257,0 384,1 539,2 717,5 952,7
Gas natural 180,8 351,0 395,4 398,4 420,0 417,5 494,9
Geotermia 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,1 22,9
Hidráulica 78,4 98,8 161,9 263,3 408,4 558,6 729,2
LGN 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3
Nuclear 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 170,2 366,9
Otras energias renovables
3,0 4,0 5,3 6,8 8,9 11,5 15,0
Viento 0,0 1,7 1,8 1,7 3,2 6,4 15,2
Total 838,1 1 152,1 1406,5 1 713,8 2 070,2 2 600,2 3 332,9Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 7.8Requerimientos primarios Escenario II Crecimiento de demanda medio
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
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Fuente: Elaboración propia.
BiomasaCarbón y coqueCrudoDerivados petróleo
Gas natural
Geotermia
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Cuadro 7.9 Requerimientos primarios – Escenario III Crecimiento de demanda bajo
Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Biomasa 101,5 118,1 132,6 143,2 148,2 142,8 119,9
Carbón y Coque 53,5 58,2 68,7 79,3 130,7 120,5 139,5
Crudo 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1
Derivados petróleo 59,0 114,2 191,2 277,3 376,4 478,4 614,3
Gas natural 180,2 328,5 362,1 389,3 396,4 376,5 424,6
Geotermia 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 14,6
Hidráulica 78,2 90,9 135,4 208,4 306,7 414,1 570,8
LGN 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3
Nuclear 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 169,5 174,6
Otras energías renovables
3,0 3,9 4,9 6,1 7,6 9,4 11,8
Viento 0,0 1,6 1,8 1,8 3,2 4,8 11,3
Total 834,9 1 074,8 1 256,1 1 464,7 1 728,6 2 075,6 2 440,8Fuente: Elaboración propia.
Gráfico 7.9Requerimientos primarios. Escenario III. Crecimiento de demanda bajo
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
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BiomasaCarbón y coqueCrudoDerivados petróleo
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Geotermia
Hidráulica
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1) La composición de la matriz energética actual basada en combustibles fósiles derivados de petróleo debe cambiar hacia otros combustibles como el gas natural, los líquidos del gas natural y en el caso del sector eléctrico hacia la hidroelectricidad. Este proceso de cambio es lento y todavía se verían los resultados de un cambio de matriz energética en los próximos 10 años.
2) El precio del abastecimiento de energía en el mediano plazo estará in-fl uenciado fuertemente por el precio del petróleo debido a nuestra alta dependencia de dicho energético. Frente a ello, es necesario establecer una nueva política de aplicación del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC), ya que este afecta principalmente a los combustibles derivados del petróleo que son en su mayor parte utilizados en el sector transporte. Entre los criterios a tomar debe estar el de afectar menos a los vehículos efi cientes y que utilizan combustibles menos contaminantes, y de tal forma redireccionar el consumo a combustibles menos contaminantes.
3) Es necesario asegurar la instalación de nueva infraestructura de trans-porte en el muy corto plazo, principalmente la nueva capacidad de transmisión eléctrica al norte y al sur, así como la ampliación de capa-cidad del ducto de gas natural hacia la zona de Chilca. Finalmente, en el sector eléctrico es necesario asegurar la instalación del proyecto de reserva fría que actualmente busca instalar 200 MW en Talara, 200 MW en Trujillo y 400 MW en Ilo, pues con ello se evitarán posibles contin-gencias en el sector electricidad.
4) El uso de la energía nuclear debe iniciarse en el próximo quinquenio para poder disponer de dicho recurso hacia la década de 2030, cuando estemos en el periodo en que se llegue al límite de reservas explotables de hidroelectricidad, frente a lo cual será necesario introducir esta nue-va energía para poder tener una matriz más diversifi cada.
5) En el caso de energías renovables, la participación de estas en la matriz de producción de energía eléctrica debería mantenerse con las normas actuales, hasta poder evaluar si las capacidades de intensidad de viento
CAPÍTULO
8 CONCLUSIONES
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y solar, así como la geotermia, son realmente tan benefi ciosas como se dice. A este respecto, instalar aerogeneradores tiene el problema de la variabilidad del viento y de la necesidad de tener siempre una genera-ción de respaldo térmica; y por el lado de la energía solar en la parte de generación eléctrica su contribución es mínima, puesto que en la hora punta dicha tecnología no permite producir electricidad. Es necesario hacer un seguimiento y evaluación permanente a los proyectos de ener-gías renovables que actualmente se han licitado y estarán entrando en operación en el 2013.
6) Un punto importante en el desarrollo del sector energético es la seguridad energética, que según las simulaciones realizadas podría verse disminui-da por el agotamiento de alguna fuente relevante de energía como podría ser el gas natural (década del 30 de esta centuria) o el petróleo (década del 20), esto dependiendo de que no se hayan desarrollado nuevas reser-vas que las existentes al día de hoy. Frente a este posible agotamiento es necesario establecer una política de perforación de pozos que nos permi-ta explorar el territorio con mayor efectividad y cantidad, de tal forma de poder reponer las reservas actuales con nuevas reservas en el futuro. La falta de conocimiento de la cantidad exacta de reservas es una debilidad que afectaría cualquier medida de política que pudiera implementarse.
7) La intensidad energética ha venido en disminución en las últimas déca-das, lo que indica que para una determinada cantidad de producción requerimos de menos energía. En los últimos años la intensidad ener-gética del país es alrededor de los 2 a 3 TJ/Millones de nuevos soles de 1994. En el futuro este valor debe continuar disminuyendo, para lo cual es necesario establecer políticas de ahorro y uso efi ciente de la energía.
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8) La principal difi cultad para el abastecimiento de energía de la pobla-ción pobre es el costo de instalación de infraestructura versus la capa-cidad de compra en el mercado energético, pues generalmente es en zonas pobres en donde el consumo de energía per cápita es mucho menor; y un mercado como este no permite el desarrollo de inversión privada que busca siempre una rentabilidad. Por ello el Estado debería de continuar la promoción de la electrifi cación rural mediante la tec-nología convencional de expansión de redes así como de la utilización de recursos y tecnología renovable como eólica y solar ahí en donde sea más económico hacerlo. Debido al bajo nivel adquisitivo, será ne-cesario generar un subsidio a la inversión en la infraestructura evitando el subsidio al precio del energético. Como conclusión de esto se debe indicar que la estrategia de energización de la población pobre debe estar integrada de manera multidisciplinaria para establecer estrategias de desarrollo económico de tal forma que eleve el nivel de consumo de energía y la capacidad de pago de las poblaciones para permitir la sostenibilidad de los proyectos y el mantenimiento de las instalaciones.
9) En el campo de la competitividad del sector energía podría tenerse dos enfoques: uno interno y otro externo. En el primero es necesario intro-ducir mayores mecanismos de competencia en los sectores eléctrico y de hidrocarburos; sin embargo, debido al pequeño tamaño del mer-cado no es posible desarrollar la sufi ciente competencia a pesar de utilizar mecanismos como las subastas en el sector eléctrico que han permitido comprometer inversiones nuevas en generación eléctrica y
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Gráfico 8.1Evolución de la intensidad energética
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1994
1995
1996
1997
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2000
2001
2002
2004
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2006
2007
2003
Consumo final / PBI Consumo final sin Biomasa / PBI
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Fuente: Balance Nacional de Energía 1977 - 2007. MINEM
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dentro de ella algunas centrales hidroeléctricas. En el segundo, es perti-nente apreciar la estrategia utilizada por otros países como Colombia o Brasil, que en asociaciones públicas privadas o empresas públicas han mantenido empresas integradas verticalmente con inversiones en otros países como en el Perú (ISA-REP), logrando una competitividad de una empresa nacional a un nivel internacional. En el caso de las empresas nacionales de petróleo, estas son en la mayor parte del mundo de pro-piedad estatal. En el caso peruano podría evaluarse la participación de PETROPERÚ en toda la cadena, de tal forma de hacerla más competiti-va y lo mismo podría hacerse para el caso de ELECTROPERÚ, pues no se han podido privatizar completamente, y además no se les permite desarrollarse bajo las reglas de mercado, pues la normativa limita su capacidad de acción.
Anexo A: Condiciones para Utilizar la Base de Datos sobre el Perú
Country: Peru
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For information on data, methods and assumptions please see the Starter Data Set Notes. The datasets are based on a range of international data sources kindly made available by the following organizations:
The International Energy Agency (IEA).
The World Bank.
The United Nations (UN).
The Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC).
The European Commission.
The U.S. Energy Information Administration.
The World Energy Council (WEC).
The World Resources Institute (WRI).
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Anexo B : Desarrollo de la Generación Eléctrica por Escenarios.
Solar Geotérmica Eólico
Minihidráulica Hidrocarburos Ciclo abierto
Ciclo combinado Hidráulica
Alto Medio Bajo
Fuente: Elaboración propia.
2 816 2 816 3 036 3 036 3 068 3 261 3 631 4 095 4 497
493 493 493 493 1 337
2 645 2 941
3 198 3 198
1 034 1 666
2 148 2 148 1 760
2 098 2 070
1 901 1 901
674 674
737 857 857
1 657 1 657
1 657 1 657
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Desarrollo de la demanda de potencia (MW)y generación eléctrica, 2008 - 2016, todos los Escenarios
Solar Geotérmica Eólico
Minihidráulica Hidrocarburos Ciclo abierto
Ciclo combinado Hidráulica
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Fuente: Elaboración propia.
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Plan de obras de generaciónEscenario I, Década 2021 -2030
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Fuente: Elaboración propia.
Solar Geotérmica Eólico
Minihidráulica Hidrocarburos Ciclo abierto
Ciclo combinado Hidráulica Carbón
Alto
Solar Geotérmica Eólico
Minihidráulica Hidrocarburos Ciclo abierto
Ciclo combinado Hidráulica
Medio
Fuente: Elaboración propia.
2016 2017 2018 2019 2020 20210
2 000
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Plan de obras de generaciónEscenario I, Década 2031-2040
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23 840 27 083 27 083 29 783 32 783 35 019 35 96031 283
Fuente: Elaboración propia.
Solar Geotérmica Eólico
Minihidráulica Hidrocarburos Ciclo abierto
Ciclo combinado Hidráulica NuclearCarbón Alto
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073
073
073
073
073
073
073
073
073
073
073
073
073
073
073
073
073
0
2021
C.H.
Inam
bari
(2 00
0 MW
)Hi
dráu
lica
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
2021
C.E.
Centr
ales E
ólica
sEó
lico
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
2022
C.H.
Alto
Piur
a (25
0 MW
)Hi
dráu
lica
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
2022
C.H.
Olm
os (2
40 M
W)
Hidr
áulic
a24
024
024
024
024
024
024
024
024
024
024
024
024
024
024
024
024
024
024
0
2022
Tamb
o 60 (
580 M
W)
Hidr
áulic
a29
029
029
029
029
029
029
029
029
029
029
029
029
029
029
029
029
029
029
0
2023
C.H.
Cha
din 2
(600 M
W)
Hidr
áulic
a60
060
060
060
060
060
060
060
060
060
060
060
060
060
060
060
060
060
0
2023
C.H.
Man
270 (
286 M
W)
Hidr
áulic
a28
628
628
628
628
628
628
628
628
628
628
628
628
628
628
628
628
628
6
2023
Main
ique 1
(607
MW
)Hi
dráu
lica
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
2024
C.C.
Cen
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1 (45
0 MW
)Ca
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450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
2024
C.H.
Mini
hidráu
licas
Mini
hidráu
lica
8080
8080
8080
8080
8080
8080
8080
8080
80
2024
C.H.
La B
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915 M
W)
Hidr
áulic
a91
591
591
591
591
591
591
591
591
591
591
591
591
591
591
591
591
5
2025
C.H.
Cum
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(825 M
W)
Hidr
áulic
a82
582
582
582
582
582
582
582
582
582
582
582
582
582
582
582
5
2025
C.E.
Centr
ales e
ólica
sEó
lico
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
2025
C.H.
Vizc
atan (
750 M
W)
Hidr
áulic
a75
075
075
075
075
075
075
075
075
075
075
075
075
075
075
075
0
2026
Tamb
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1286
MW
)Hi
dráu
lica
643
643
643
643
643
643
643
643
643
643
643
643
643
643
643
2026
C.E.
Centr
ales E
ólica
sEó
lico
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
2026
C.H.
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a (73
5 MW
)Hi
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735
735
735
735
735
735
735
735
735
735
735
735
735
735
735
2027
C.H.
Mini
hidráu
licas
Mini
hidráu
lica
8080
8080
8080
8080
8080
8080
8080
2027
Paqu
itzap
ango
(220
0 MW
)Hi
dráu
lica
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
2028
C.C.
Cen
tral C
arbón
2 (45
0 MW
)Ca
rbón
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
2028
C.H.
La G
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a (22
0 MW
)Hi
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lica
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
2028
C.H.
Suma
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(1200
MW
)Hi
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lica
1200
1 200
1 200
1 200
1 200
1 200
1 200
1 200
1 200
1 200
1 200
1 200
1 200
2029
C.T.
Turb
o gas
dual
D2/G
asna
tural
Hidr
ocarb
uros
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
2029
C.H.
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63 M
W)
Hidr
áulic
a1 1
631 1
631 1
631 1
631 1
631 1
631 1
631 1
631 1
631 1
631 1
631 1
63
2030
C.H.
Ren
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854 M
W)
Hidr
áulic
a85
485
485
485
485
485
485
485
485
485
485
4
2030
C.E.
Centr
ales e
ólica
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lico
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
97
Pro
yeccion
es de la M
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Plazo
Año
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ción
Comb
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2020
2120
2220
2320
2420
2520
2620
2720
2820
2920
3020
3120
3220
3320
3420
3520
3620
3720
3820
3920
40
2030
C.H.
Cuq
uipam
pa (8
00 M
W)
Hidr
áulic
a80
080
080
080
080
080
080
080
080
080
080
0
2031
C.N.
Nuc
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(200
0 MW
)Nu
clear
2 000
2 000
2 000
2 000
2 000
2 000
2 000
2 000
2 000
2 000
2031
C.E.
Centr
ales e
ólica
sEó
lico
150
150
150
150
150
150
150
150
150
150
2031
C.G.
Geo
térmi
ca 1
Geoté
rmica
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
2032
C.H.
Man
seric
he 1
(1644
MW
)Hi
dráu
lica
1 644
1 644
1 644
1 644
1 644
1 644
1 644
1 644
1 644
2032
C.H.
Santa
Marí
a (75
0 MW
)Hi
dráu
lica
750
750
750
750
750
750
750
750
750
2033
C.H.
Inam
bari
(2000
MW
)Hi
dráu
lica
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
1 000
2033
Tamb
o 60 (
580 M
W)
Hidr
áulic
a29
029
029
029
029
029
029
029
0
2033
Main
ique 1
(607
MW
)Hi
dráu
lica
300
300
300
300
300
300
300
300
2033
C.T.
Turb
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dual
D2/G
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Hidr
ocarb
uros
400
400
400
400
400
400
400
400
2033
C.E.
Centr
ales e
ólica
sEó
lico
150
150
150
150
150
150
150
150
2033
C.G.
Geo
térmi
ca 2
Geoté
rmica
300
300
300
300
300
300
300
300
2034
Tamb
o 40 (
1 286
MW
)Hi
dráu
lica
643
643
643
643
643
643
643
2034
Paqu
itzap
ango
(2 20
0 MW
)Hi
dráu
lica
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
1 100
2034
C.G.
Geo
térmi
ca 3
Geoté
rmica
300
300
300
300
300
300
300
2034
C.H.
Man
seric
he 2
(1 50
0 MW
)Hi
dráu
lica
1 500
1 500
1 500
1 500
1 500
1 500
1 500
2035
C.N.
Nuc
lear 2
(2 00
0 MW
)Nu
clear
2 000
2 000
2 000
2 000
2 000
2 000
2035
C.E.
Centr
ales E
ólica
sEó
lico
300
300
300
300
300
300
2035
C.T.
Turb
o gas
dual
D2/G
asna
tural
Hidr
ocarb
uros
600
600
600
600
600
600
2036
C.H.
Cas
cada
Aya
cuch
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Ica (1
20
0 MW
)Hi
dráu
lica
1 200
1 200
1 200
1 200
1 200
2036
C.H.
Man
seric
he 3
(1 50
0 MW
)Hi
dráu
lica
1 500
1 500
1 500
1 500
1 500
2037
C.H.
Man
seric
he 4
(1 50
0 MW
)Hi
dráu
lica
1 500
1 500
1 500
1 500
2037
C.E.
Centr
ales e
ólica
sEó
lico
300
300
300
300
2037
C.C.
Cen
tral C
arbón
3 (60
0 MW
)Ca
rbón
600
600
600
600
2038
C.H.
Man
seric
he 5
(1 50
0 MW
)Hi
dráu
lica
1 500
1 500
1 500
2038
C.N.
Nuc
lear 3
(2 00
0 MW
)Nu
clear
2 000
2 000
2 000
2038
C.H.
Mini
hidráu
licas
Mini
hidráu
lica
8080
80
2039
C.H.
TAM
40 (1
286 M
W)
Hidr
áulic
a1 2
861 2
86
2039
C.H.
Orej
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350 M
W)
Hidr
áulic
a35
035
0
2039
C.H.
del N
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(600 M
W)
Hidr
áulic
a60
060
0
2040
C.T.
Turb
o gas
dual
D2/G
asna
tural
Hidr
ocarb
uros
1 000
2040
Main
ique 2
(941
MW
)Hi
dráu
lica
941
Total
15 35
4,816
504,8
17 28
4,818
470,8
19 91
5,821
640,8
2316
8,824
348,8
26 21
8,827
981,8
29 78
5,832
235,8
34 62
9,837
069,8
40 61
2,843
512,8
46 21
2,848
612,8
52 19
2,854
428,8
56 36
9,8
Pro
yecc
ion
es d
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Mat
riz
Ener
géti
ca a
l La
rgo
Pla
zo
98
Plan de obras de generaciónEscenario II. Década 2021 - 2030
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 203020290
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
30 000
Fuente: Elaboración propia.
Solar Geotérmica Eólico
Minihidráulica Hidrocarburos Ciclo abierto
Ciclo combinado Hidráulica Carbón Medio
7 015 8 395 9 275 9 875 10 986 12 379 13 114 14 214 16 329 17 712
3 1983 198
3 198
3 1983 198
3 198 3 1983 198
3 198 3 198
2 3012 301
2 3012 301
1 657 1 657
1 657 1 657 1 657
1 657 1 657 1 657
1 657 1 657
2 3012 301 2 301
2 301
2 3012 301
Plan de obras de generaciónEscenario II - Década 2031-2040
2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 204020390
5 000
10 000
15 000
20 000
25 000
50 000
45 000
40 000
35 000
30 000
Fuente: Elaboración propia.
Solar Geotérmica Eólico
Minihidráulica Hidrocarburos Ciclo abierto
Ciclo combinado Hidráulica Carbón Medio
2 000 2 000 2 000 2 000 2 000 4 000 4 000 4 000 4 000
18 51218 512
3 1983 198
3 1983 198
3 198
2 3012 301
2 3012 301
2 2572 257
2 2572 257 2 301
2 3012 301 2 301
2 301 2 301
2 6572 657
2 957 2 9572 957 3 957
19 366 21 760 23 350 25 093 25 093 27 329 28 27025 093
3 198
3 198 3 1983 198
3 198
Nuclear
99
Pro
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es de la M
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Plazo
Plan
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1
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2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2010
Cal
ana
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,024
,024
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2010
Mol
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Plan de obras de generaciónEscenario III - Década 2031-2040
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Fuente: Elaboración Propia
Solar Geotérmica Eólico
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7. Ministerio de Energia y Minas (MEM)
2001 Plan Referencial de Energía al 2015. Ofi cina Técnica de Energía.
2004 – 2009 Balance Nacional de Energía. Ofi cina de Planeamiento, Inversiones y Cooperación Internacional
2007 Libro Anual de Reservas. Dirección de promoción y concesiones de hidrocar-buros líquidos.
2009 Plan Referencial de Electricidad 2008-2017. Dirección General de Electrici-dad.
8. Organismo Supervisor de la Inversion en Energia y Mineria (OSINERGMIN)
2004 – 2009 Boletines de Análisis de Operación del Sector Eléctrico. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, División de Generación Transmisión
2008 Apuntes para el Plan Energético Nacional, Electricidad e Hidrocarburos. Ge-rencia Adjunta de Regulación Tarifaria, División de Gas Natural.
2008 Prospectiva del Sector Eléctrico 2008 – 2018. Ofi cina de Estudios Económi-cos. Elaborado por el centro de estudios estratégicos de IPAE.
2008 Regulación del Gas Natural en el Perú, Estado del Arte. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, División de Gas Natural.
2009 Estudio para elaborar la estrategia de desarrollo del sector energético. Geren-cia Adjunta de Regulación Tarifaria, Cenergía y Fundación Bariloche.
2009 Taller de Modelos para Proyecciones y Planifi cación, “Transferencia de las Herramientas para la Elaboración de la Prospectiva Energética y Ambiental”. Se-paratas del taller. Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, Cenergía y Fundación Bariloche.
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Pro
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es de la M
atriz Energética al Largo
Plazo
Los textos del Documento de trabajo N.° 12 se presentan en la tipografía óptima de 12 con interlineado de 15, el libro mide 29 cm x 21 cm. La impresión offset se hizo sobre papel bond alisado de 90 gr y fue realizada en diciembre del 2011 por JL Hang Tag & Etiqueta S.A.C, Jirón Joaquín Olmedo 560 – Breña, Lima, RUC 20536119583 correo electrónico:admin@jlhangtagyetiqueta.com
Edición y diagramación: AnaSilvia EncisoAsistente de cuidados de edición: Jesús Bartolo