0 MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS VI CONVENCIÓN DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ELECTRICAS – CEDELEF...

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MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS

http://www.minem.gob.pe/

VI CONVENCIÓN DE EMPRESAS VI CONVENCIÓN DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ELECTRICAS – DISTRIBUIDORAS ELECTRICAS –

CEDELEFCEDELEF

PEDRO GAMIO AITAPEDRO GAMIO AITAVice Ministro de EnergíaVice Ministro de Energía

03 de octubre del 200803 de octubre del 2008

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CONTENIDOCONTENIDO

1. Electricidad

2. Gas Natural

3. Restricciones Temporales de Generación

4. Información Complementaria

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ELECTRICIDADELECTRICIDADELECTRICIDADELECTRICIDAD



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Problemas EncontradosProblemas Encontradosen julio del 2006

Ningún proyecto hidroeléctrico en ejecución, que permitiera descentralizar la oferta y equilibrar el parque hidro-térmico de generación.

Sólo 02 centrales de generación a gas natural en construcción, insuficiente para atender la demanda.

GeneraciónGeneraciónGeneraciónGeneración



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Tarifas en Barra que no promovían la inversión en nueva oferta de generación.

Nula capacidad de inversión de las empresas estatales.

Falta de incentivos para promover el desarrollo de las Energías Renovables.




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Falta de inversiones necesarias en generación y transmisión, para atender el crecimiento de la demanda a nivel nacional.

Durante el periodo 2001 – 2006 la demanda aumentó en 28.2% mientras que la oferta en nueva generación sólo creció 9.4%, reduciéndose la reserva de manera significativa (aprox. 500 MW).

En síntesis:En síntesis:En síntesis:En síntesis:



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En diciembre de 2006 se inició la determinación de precios a nivel de generación a través de mecanismos de mercado (licitaciones de corto plazo), en el marco de la Ley N° 28832. A la fecha más del 60% del Mercado Regulado es abastecido a través de licitaciones.

En octubre de 2007 se aprobó el Reglamento de Licitaciones de Electricidad (D.S. N° 052-2007-EM), que establece el marco para el desarrollo de licitaciones de largo plazo.

Se redujo la intervención Se redujo la intervención del Regulador en la fijación de en la fijación de tarifas en barratarifas en barra.Se redujo la intervención Se redujo la intervención del Regulador en la fijación de en la fijación de tarifas en barratarifas en barra.

Acciones EjecutadasAcciones Ejecutadas



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Promueve la inversión para el aprovechamiento de los Recursos Recursos Energéticos RenovablesEnergéticos Renovables (RER) en generación eléctrica.

Establece un porcentaje objetivo de 5% de la participación de la generación de electricidad con RER en el abastecimiento del Consumo Nacional de electricidad durante los primeros 05 años (hasta el 2013). En adelante este porcentaje objetivo puede ser incrementado.

Garantiza tasa interna de retorno de 12%.

Despacho preferencial en el SEIN.

Se ha aprobado el Decreto Legislativo N° 1002, que:Se ha aprobado el Decreto Legislativo N° 1002, que:Se ha aprobado el Decreto Legislativo N° 1002, que:Se ha aprobado el Decreto Legislativo N° 1002, que:




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Establece el beneficio de la depreciación acelerada, hasta de 20% anual, para la inversión en proyectos hidroeléctricos y otros recursos renovables.


En octubre de 2007 se envió al Congreso el Proyecto de Ley para En octubre de 2007 se envió al Congreso el Proyecto de Ley para Energías Renovables, incluyendo el tema de la depreciación Energías Renovables, incluyendo el tema de la depreciación acelerada.acelerada.

Ante la no aprobación del Proyecto por parte del Congreso, el Ante la no aprobación del Proyecto por parte del Congreso, el Ejecutivo hizo uso de las facultades delegadas para aprobar, Ejecutivo hizo uso de las facultades delegadas para aprobar, mediante Decretos Legislativos, estos importantes y urgentes mediante Decretos Legislativos, estos importantes y urgentes temas para el SEIN.temas para el SEIN.

Acciones EjecutadasAcciones EjecutadasMINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS


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Incentiva el uso eficiente del gas y de su infraestructura de transporte, mediante la aplicación de la tecnología del ciclo combinadociclo combinado para la generación eléctrica.

Establece un plazo de hasta 20 años para los contratos de suministro de electricidad con centrales hidroeléctricascentrales hidroeléctricas.

Dispone que en los procesos de licitación de electricidad se aplicará, para efectos de evaluación, un factor de descuento al precio de energía ofertado por los proyectos hidroeléctricosproyectos hidroeléctricos, a fin de ponerlos en condiciones competitivas con las centrales térmicas.





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Por Ley N° 28876 (agosto 2006), la

generación de energía eléctrica con

recursos hidraúlicosrecursos hidraúlicos y otros otros

renovablesrenovables, pueden acogerse al

Régimen de Recuperación Anticipada Régimen de Recuperación Anticipada

del IGVdel IGV establecido en el Decreto

Legislativo Nº 818.

Por Ley N° 28876 (agosto 2006), la

generación de energía eléctrica con

recursos hidraúlicosrecursos hidraúlicos y otros otros

renovablesrenovables, pueden acogerse al

Régimen de Recuperación Anticipada Régimen de Recuperación Anticipada

del IGVdel IGV establecido en el Decreto

Legislativo Nº 818.




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Proyección del Balance Oferta-Demanda del SEIN Proyección del Balance Oferta-Demanda del SEIN 2008-20162008-2016

56%

53%56%

59%54%

48%

39%

34%

27%22%31%

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017Año

MW

HÍdrico existente Térmico Existente Eólica Existente Hidro NuevaTérmico Nuevo Eólico Nuevo Demanda

RESERVA

CH La Joya10 MW

CH Carhuaquero

6 MW

CH Poechos II10 MW

CH Platanal 220 MW

CT Chilca 1 170 MWCT Kallpa170 MW

CT Mollendo 73 MW

CT Calana 26 MW

CT Oquendo50 MW

CT BPZ160 MWCT Sta Rosa

198 MWCT Fenix1 353 MWEólicas300 MW

CH Sta Teresa110 MW

CH Olmos120 MW

CH Sta Rita 170 MW

CH Quitaracsa

56 MW CT

Electroperú198 MW

CT Marcona340 MWEólicas300 MW

CC Kallpa255 MW

CH Cheves168 MW

CH Machupicchu

90 MWCT

Electroperú 198 MW

CT Fenix2176 MWEólicas300 MW

CC Chilca 1264 MW

CH Pucará220 MWCH San Gabán 1150 MW

CT Marcona340 MW

CT Chimbote170 MW

CH La Vigen64 MW

CH Huanza86 MW

CH Sta Rita 85 MW

CH Quitaracsa

56 MWCT CC

Electroperú 198MWEólicas200 MW

CC Marcona170 MW

CH San Gabán IV130 MW

CC Marcona 170 MW

CH El Caño100 MW

CT Chimbote340 MW

Escenario Demanda PrevistaAño Energía (GWh) Potencia (MW)2008 29 403 4 2822017 57 336 8 285Tasa 7.7% 7.6%

CT Chilca1174 MW

CT Kallpa160 MW

CH San GabánIII150 MW

CH Inambari700 MW



131313

PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS CON CONCESIÓN DEFINITIVACON CONCESIÓN DEFINITIVA

7

9C.H. PUCARAC.H. PUCARA

ONOCORAONOCORA

1

5 6

2

3

4

8

1011

12

13

Nº Central1 CH PIAS I 11 2 CH SANTA RITA 173 3 CH QUITARACSA I 112 4 CH CENTAURO I y III 25 5 CH MARAÑON 96 6 CH LA VIRGEN 58 7 CH CHEVES 525 8 CH HUANZA 86 9 CH MORRO DE ARICA 50

10 CH PLATANAL * 220 11 CH PUCARA 130 12 CH TARUCANI 49 13 CH SAN GABAN I 120

1 655

* En construcción

Potencia (MW)



1414

PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS DE PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS DE MAYOR POTENCIAMAYOR POTENCIA

14

C.H. PUCARAC.H. PUCARA

ONOCORAONOCORA

2

1

7

8

9

10

3

4

5

6

Nº Central1 C.H. RENTEMA 1 525 2 C.H. CUMBA 4 825 3 C.H. CHADIN 2 600 4 C.H. LA BALSA 915 5 C.H. PAQUITZAPANGO 1 379 6 C.H. TAMBO - PTO. PRADO 620 7 C.H. CUQUIPAMPA 800 8 C.H. VIZCATÁN 750 9 C.H. URUBAMBA 942

10 C.H. INAMBARI * 1 355 9 711

* Tiene una concesión temporal

Potencia (MW)



151515

PROYECTOS EÓLICOS CON PROYECTOS EÓLICOS CON CONCESIÓN TEMPORALCONCESIÓN TEMPORAL

1

23

45

678

910

1112

13

1415

161718

1920

2122

23

24

25

2627

2829

3031

3332 34

Nº Central1 PARQUE TUMBES - ZORRITOS 150 2 PARQUE MÁNCORA 100 3 PARQUE TALARA 240 4 TALARA 300 5 LA BREA 170 6 PARQUE VICE 80 7 PARQUE LAGUNITOS 150 8 PARQUE VICHAYAL 80 9 PARQUE NEGRITOS-LA BREA 180

10 PARQUE LOBITOS 150 11 EL ALTO 200 12 EL TUNAL 105 13 PARQUE YACILA-ISLILLA 80 14 PARQUE LAMBAYEQUE 100 15 PARQUE SAN PEDRO DE LLOC 100 16 MALABRIGO 60 17 PARQUE MAGDALENA DE CAO 240 18 PARQUE CUPISNIQUE 240 19 ASCOPE 100 20 LA PAMPA 100 21 PARQUE CHIMBOTE 240 22 PARQUE NUEVO CHIMBOTE 180 23 PARQUE CASMA 240 24 PARQUE LAS LOMAS 240 25 PARQUE SAN ANDRÉS 240 26 PARQUE SAN JUAN 80 27 MARCONA 1 100 28 YAUCA 300 29 PARQUE MIRAMAR DE SANTA MARÍA 80 30 PARQUE ILO 240 31 ILO 1 200 32 PARQUE PAMPA ALTA 240 33 PARQUE ICLA 80 34 PARQUE TACNA 150

Potencia (MW)



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Se ha conformado por Resolución Ministerial el Comité de Planeamiento Estratégico encargado de desarrollar los Planes de Energía de mediano y largo plazo, integrando los Planes Referenciales de Electricidad e Hidrocarburos.

Se ha suscrito convenios con el BID y JICA para contar con soporte técnico en el planeamiento del cambio de matriz energética y el Plan Maestro de Energías Renovables.

Se ha suscrito un memorandum de entendimiento con el Gobierno de los EEUU para promover la cooperación e investigación en Biocombustibles y Energías Renovables.

Otras acciones:Otras acciones:Otras acciones:Otras acciones:



1717

Problemas EncontradosProblemas Encontradosen julio de 2006

Congestión de líneas de transmisión:Mantaro-Socabaya; y,Zapallal-Paramonga-Chimbote.

Factor de incertidumbre en la fijación de las tarifas. El marco legal daba discrecionalidad al Regulador para fijar la tarifa de transmisión, lo cual era visto como un desincentivo a la inversión.

TransmisiónTransmisiónTransmisiónTransmisión



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En noviembre de 2006, frente a la congestión encontrada, se aprobó el Plan Transitorio de Transmisión (R.M. N° 552-2006-EM/DM), a partir del cual el MEM encargó a ProInversión la licitación de importantes proyectos de transmisión para el SEIN.

Se aprobó el Reglamento de TransmisiónReglamento de Transmisión (D.S. N° 027-2007-EM) en el marco de la Ley N° 28832, mediante el cual se establecen las herramientas para asegurar, a través de mecanismos de mercado mecanismos de mercado (licitaciones), (licitaciones), el reforzamiento y la expansión en líneas de transmisión que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) necesita.



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En lo que va del presente año se ha adjudicado la concesión de líneas de transmisión que estarán en operación comercial desde marzo de 2010.

L.T. en 220 kV:

Carhuamayo - Paragsha - Conococha - Huallanca - Cajamarca - Cerro Corona – Carhuaquero

Machupichu – Cotaruse

Chilca - La Planicie - Zapallal

L.T. en 500 kV

Chilca - Zapallal

Mantaro - Caravelí – Montalvo



20


En los próximos meses, ProInversión convocará la licitación En los próximos meses, ProInversión convocará la licitación internacional para tres (03) nuevas líneas de transmisión internacional para tres (03) nuevas líneas de transmisión adicionales, en 220 kV. Estas son:adicionales, en 220 kV. Estas son:

Onocora - Tintaya – SocabayaOnocora - Tintaya – Socabaya

Independencia - Ica - MarconaIndependencia - Ica - Marcona

Chiclayo - Piura - Talara - ZorritosChiclayo - Piura - Talara - Zorritos



2121


PLAN TRANSITORIO DE TRANSMISIÓN

Nº Línea de Transmisión

1 LT 500 kV/220 kV Chilca-Planicie-Zapallal

2 LT 220 kV Machupicchu – Cotaruse

3 LT 500 kV Mantaro-Caravelí-Montalvo

4LT 220 kV Carhuamayo-Paragsha-Conococha-Huallanca-Cajamarca y Cororna-Carhuaquero

5 LT 200 kV Piura-Talara

6 LT 220 kV Pucará-Tintaya-Socabaya

7 LT 220 kV Independencia-Ica-Marcona

4

5

1

7

2

3

6

(Figura 2)

C.H. PUCARAC.H. PUCARA

ONOCORAONOCORA


22

Asimismo, se está trabajando en Proyectos de Afianzamiento Hídrico

Estos proyectos de afianzamiento, dentro de una estrategia de mitigación de los efectos del cambio climático, permitirán disponer de un volumen adicional de 482 millones de m3, con lo cual se podrá generar hasta 578 GW.h-año que representa un 3,2%3,2% de la producción hidráulica actual en el SEIN.

Estos proyectos de afianzamiento, dentro de una estrategia de mitigación de los efectos del cambio climático, permitirán disponer de un volumen adicional de 482 millones de m3, con lo cual se podrá generar hasta 578 GW.h-año que representa un 3,2%3,2% de la producción hidráulica actual en el SEIN.



Item Empresa Volumen (MMC)Inversión estimadamillones $

1 Electroperú S.A. 40,9 9,42 EGEMSA 257,0 90,03 EDEGEL 65,0 70,04 EGASA 51,0 6,55 San Gabán S.A. 68,5 18,6

TOTAL: 482,4 194,5

23

GAS NATURALGAS NATURALGAS NATURALGAS NATURAL



2424

Problemas EncontradosProblemas Encontrados(en julio de 2006)

El Contrato BOOT suscrito en diciembre de 2000, aplicando el criterio de la mínima tarifa, permitió al Concesionario (TGP) construir un gasoducto en forma telescópica de 32´´ en la selva, 24´´ en la sierra y 18´´ en la costa, que debía ampliarse según la demanda lo requiera mediante contratos a firme.

La proyección de la demanda que se utilizó para la elaboración del del contrato BOOT, consideraba que la capacidad contratada del ducto (450 MMPCD) se debería alcanzar al 2016.

Hubo cinco incidentes en el Sistema de Transporte que dieron lugar a serios cuestionamientos sobre la calidad del material empleado y la construcción.



2525

Acciones EjecutaAcciones Ejecutadasdas

Se contrató una Auditoría Internacional para verificar la confiabilidad y seguridad de la construcción y del material empleado.

Se estableció un monitoreo permanente para verificar el cumplimiento de los compromisos de TGP de implementar las medidas recomendadas para prevenir nuevos incidentes en los ductos de transporte.

En julio de 2007, tomando en cuenta el incremento de la demanda real, el Ministerio optó por requerir a TGP que amplíe la capacidad de transporte del gasoducto, a pesar que el Contrato BOOT no lo obligaba. OSINERGMIN, un mes después manifestó su preocupación por la capacidad del ducto.



2626



Inicio Operación Comercial Camisea

(Ago 2004)Periodo de Incidentes

en Sistema de Transporte

Periodo de Incidentes en Sistema de

Transporte

1er Incidente (Dic 04)1er Incidente (Dic 04)

2do Incidente (Ago 05)2do Incidente (Ago 05)

3er Incidente (Set 05)3er Incidente (Set 05)

4to Incidente (Nov 05)4to Incidente (Nov 05)

5to Incidente (Mar 06)5to Incidente (Mar 06)

Auditoría a los Ductos de Camisea

(Oct 06 – Oct 07)

Auditoría a los Ductos de Camisea

(Oct 06 – Oct 07)

Inicio del actual Gobierno

En abril del 2007 se reportó el 6to incidente.

20042004 20052005 20072007 2008200820062006

2727

Servicio Firme en el Contrato BOOT de Concesión Servicio Firme en el Contrato BOOT de Concesión de Transporte de Gas Natural por Ductos de de Transporte de Gas Natural por Ductos de

Camisea al City GateCamisea al City Gate



2828

Definición de Servicio Firme e Interrumpible de acuerdo a Definición de Servicio Firme e Interrumpible de acuerdo a

la Nla Norma del orma del SServicio de ervicio de TTransporte de ransporte de GGas as NNatural poratural por

DDuctosuctos aprobada por D.S. N° 018-2004-EM aprobada por D.S. N° 018-2004-EM2.41. Servicio Firme: El Servicio de Transporte que presta el Concesionario a los Usuarios con la estipulación de que éste no podrá estar sujeto a ninguna interrupción o reducción, salvo disposición en contrario contenida en estas Normas y en las de Despacho.

2.42. Servicio Interrumpible: Servicio de Transporte que presta el Concesionario a los Usuarios y que está sujeto a interrupciones o reducciones a opción del Concesionario, quien no podrá negarse a prestarlo, salvo por razones técnicas, en tanto exista capacidad disponible en su sistema.

Nota: El servicio Interrumpible no se considera para establecer la capacidad mínima establecida en el contrato.



2929

Oficio de OSINERGMIN de junio 2008 en el cual le comunica a TGP que su obligación es tener una capacidad de 222 MMPCD en Humay y 172 en Lurin (City Gate) en virtud del contrato que genera obligaciones mediante contratos a firme.



3030



En agosto 2007 TGP solicitó cotizaciones para la compra de compresores para la ampliación del sistema de

transporte

3131

En Diciembre TGP concretó el compromiso de compra de compresores con la firma Siemens

3232

• Como resultado de lo dispuesto en el D.L. 1041 que obliga a las empresas generadoras a contratar a firme, en la 11° Oferta de Capacidad, que acaba de concluir, los pedidos de contratación a firme han sido hasta por 600 MMPCD, para mayo del 2010, superando la obligación del concesionario de construir un sistema de transporte con una capacidad de 450 MMPCD.

• Dada esta situación, el concesionario debe ampliar la capacidad de transporte hasta 450 MMPCD en un plazo máximo de un año; es decir en el año 2009, tal como lo señala el BOOT, sin que implique un incremento en la tarifa.

• Adicionalmente, se ha requerido a TGP la ampliación del sistema de trasnporte a una capacidad minima de 1000 MMPCD, para atender al mercado nacional con un horizonte de 8 años. Se espera tener una capacidad de 600 MMPCD en junio del 2010 y de 1000 MMPCD en septiembre del 2010.

Ampliación del sistema de Transporte de Gas Natural



3333

Ampliación de la Capacidad del Sistema de Transporte



0

200

400

600

800

1000

1200

IVQ 2008

IQ 2009

IIQ 2009

IIIQ 2009

IVQ 2009

IQ 2010

IIQ 2010

IIIQ 2010

IVQ 2010

IQ 2011

IIQ 2011

IIIQ 2011

IVQ 2011

IQ 2012

IIQ 2012

MM

PC

D

Capacidad Actual

290 MMPCD

Chiquintirca 1ra Etapa

380 MMPCD

Loop 107 Km450 MMPCD

1000 MPCD

3434

Acta suscrita entre el Ministerio de Energía y Minas y TGP en la cual se planteó la nueva ampliacion del sistema de transporte



3535



Acta suscrita entre el Ministerio de Energía y Minas y TGP en la cual se planteó la nueva ampliación del sistema de transporte

3636

Oficio en el cual el Ministerio de Energía y Minas requiere a TGP la ampliación de la nueva capacidad de transporte hasta un mínimo de 1000 MMPCD

37

Restricciones Temporales de Restricciones Temporales de GeneraciónGeneración

Restricciones Temporales de Restricciones Temporales de GeneraciónGeneración



38

Pérdida de la reserva eléctrica durante el periodo 2001-2006 de 50% a 30% (aprox. 500 MW).

Fuerte crecimiento de la demanda eléctrica, en el 2006 8,6%; en el 2007 10,8%; y, primer semestre de 2008 10,2%. Más de 1000 MW en 3 años.

Poca disponibilidad de agua para generación eléctrica por periodo de estiaje (mayo-octubre): 600 MW de menor generación hidroeléctrica.

Restricciones en el suministro de GN a las centrales termoeléctricas en horas punta (6 pm – 11 pm) por congestión en el gasoducto de Humay a Lima (capacidad máxima 290 MMPCD). 200 MW de menor generación a Gas Natural que se suple con D2.

Pérdida de la reserva eléctrica durante el periodo 2001-2006 de 50% a 30% (aprox. 500 MW).

Fuerte crecimiento de la demanda eléctrica, en el 2006 8,6%; en el 2007 10,8%; y, primer semestre de 2008 10,2%. Más de 1000 MW en 3 años.

Poca disponibilidad de agua para generación eléctrica por periodo de estiaje (mayo-octubre): 600 MW de menor generación hidroeléctrica.

Restricciones en el suministro de GN a las centrales termoeléctricas en horas punta (6 pm – 11 pm) por congestión en el gasoducto de Humay a Lima (capacidad máxima 290 MMPCD). 200 MW de menor generación a Gas Natural que se suple con D2.

CAUSASCAUSASCAUSASCAUSAS



39

Mediante Decreto Legislativo N° 1041, se ha establecido que en periodo de congestión de algún tramo del gasoducto, se efectúe la redistribución de Gas Natural entre generadores con la finalidad de lograr un uso eficiente de dicho combustible maximizando la generación eléctrica.

Por Resolución Directoral N° 025-2008-EM/DGE, se privilegia el abastecimiento del Servicio Público de Electricidad.

El Ministerio, a través de la DGH, ha dispuesto que con el fin de garantizar el suministro de GN para la generación eléctrica, la capacidad de transporte que no es materia de contrato a contrato a firmefirme estará supeditada a los requerimientos del COES durante el periodo de congestión.

Mediante Decreto Legislativo N° 1041, se ha establecido que en periodo de congestión de algún tramo del gasoducto, se efectúe la redistribución de Gas Natural entre generadores con la finalidad de lograr un uso eficiente de dicho combustible maximizando la generación eléctrica.

Por Resolución Directoral N° 025-2008-EM/DGE, se privilegia el abastecimiento del Servicio Público de Electricidad.

El Ministerio, a través de la DGH, ha dispuesto que con el fin de garantizar el suministro de GN para la generación eléctrica, la capacidad de transporte que no es materia de contrato a contrato a firmefirme estará supeditada a los requerimientos del COES durante el periodo de congestión.

ACCIONES EJECUTADASACCIONES EJECUTADASACCIONES EJECUTADASACCIONES EJECUTADAS



40

Se ha establecido un Comité de Coordinación permanente entre todas las instituciones involucradas (COES, OSINERGMIN, empresas suministradores de gas y generadoras, Ministerio de Vivienda, INRENA, Sedapal y el MEM) para tomar las acciones necesarias que garanticen el abastecimiento eficiente de energía eléctrica.

Se está ejecutando un Programa de Uso Eficiente de la Energía.

Mediante Decreto de Urgencia se facultará a las empresas estatales para contratar unidades de generación adicional (500 MW), para asegurar una reserva que contribuya a garantizar el abastecimiento de la demanda durante el periodo 2009-2010.

Se ha establecido un Comité de Coordinación permanente entre todas las instituciones involucradas (COES, OSINERGMIN, empresas suministradores de gas y generadoras, Ministerio de Vivienda, INRENA, Sedapal y el MEM) para tomar las acciones necesarias que garanticen el abastecimiento eficiente de energía eléctrica.

Se está ejecutando un Programa de Uso Eficiente de la Energía.

Mediante Decreto de Urgencia se facultará a las empresas estatales para contratar unidades de generación adicional (500 MW), para asegurar una reserva que contribuya a garantizar el abastecimiento de la demanda durante el periodo 2009-2010.




41

Se ha encargado a ProInversión la licitación para adquirir 600 MW para ElectroPerú, en la modalidad de maquila, mediante una central térmica de ciclo combinado ubicada en Malvinas (Camisea) que se interconectará a la subestación Mantaro en 500 kV.

Se ha encargado a ProInversión la licitación para adquirir 600 MW para ElectroPerú, en la modalidad de maquila, mediante una central térmica de ciclo combinado ubicada en Malvinas (Camisea) que se interconectará a la subestación Mantaro en 500 kV.




424242

Información ComplementariaInformación ComplementariaInformación ComplementariaInformación Complementaria



4343

Consumo Acumulado de Gas Natural por Sectores

MMPC 2004 2005 2006 2007 2008*Acumulado

(TCF)

Residencial - Comercial 0 3 26 61 85 0,0002

GNV 0 1 283 1864 2126 0,0043

Industrias 2039 7296 14753 22221 13246 0,0596

Electricos 4801 22099 23757 45806 26446 0,1229

Total 6840 29399 38819 69952 41903 0,1869

* Hasta junio 2008* Hasta junio 2008

En 4 años se han consumido 0,2 TCFEn 4 años se han consumido 0,2 TCF

Situación Actual

Cambio de la Matriz Energética

27%

17%

56%

34%

33%33%

Objetivo

Petróleo

Gas Natural +LGN

EnergíasRenovables

• Hidroenergía

• Biocombustibles

• Energía no Convencionales

69%24%

7%

Antes de Camisea



% Porcentaje en energía comercial.% Porcentaje en energía comercial.

4545

• Con la fórmula original no se hubiese logrado el aumento del consumo del gas en los sectores de industria y transporte.

• En la generación eléctrica los precios se hubiesen incrementado en 36 %.

Efecto del Cambio de la Fórmula de Actualización del Gas Natural en el Contrato de Licencia del Lote 88

(Agosto 2008)

* No Incluye Margen Comercial * No Incluye Margen Comercial

Sin IGVPrecios con Fórmula Original

Generador Industria GNV *Productor 3.21 5.79 5.79

TGP 0.82 0.88 0.88Distribución AP 0.13 0.18 0.18Distribución BP 0.00 0.68 0.78

Total 4.17 7.53 7.63

US$ / millón BTULima

Sin IGVPrecios con Nueva Fórmula

Generador Industria GNV *Productor 1.55 2.80 0.80

TGP 0.82 0.88 0.88Distribución AP 0.13 0.18 0.18Distribución BP 0.00 0.68 0.78

Total 2.50 4.54 2.64

US$ / millón BTULima



464646



Evolución del Precio Básico de Energía durante las Fijaciones Tarifarias de 1996 - 2008

0

30

60

90

120

150

180

210

240

Fijaciones Tarifarias

$ /

MW

.h

Tarifa Con Camisea (Real) Tarifa Sin Camisea GRP

32 US$/MWh

219 US$/MWh

My99

Nv 96

My 97

Nv97

My98

Nv98

Nv99

My00

Nv00

My01

Nv01

My02

Nv02

My03

Nv03

My04

Nv04

My 96

My05

My06

My07

My08

474747

Acumulado: 4,603 Miles US$

100

426645

1,337

2,095

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2004 2005 2006 2007 2008 (*)

MM

US

$

AHORRO DE DIESEL 2 POR USO DE AHORRO DE DIESEL 2 POR USO DE GAS NATURAL EN EL SECTOR GAS NATURAL EN EL SECTOR

ELECTRICOELECTRICO

AHORRO DE DIESEL 2 POR USO DE AHORRO DE DIESEL 2 POR USO DE GAS NATURAL EN EL SECTOR GAS NATURAL EN EL SECTOR

ELECTRICOELECTRICO

Acumulado 2004-2008:Acumulado 2004-2008:

4,603 Millones US$4,603 Millones US$

Acumulado 2004-2008:Acumulado 2004-2008:

4,603 Millones US$4,603 Millones US$



4848

PROYECTO GASODUCTO CHIMBOTE



4949



0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Ago-04 Ago-05 Ago-06 Ago-07 Ago-08 Ago-09 Ago-10 Ago-11 Ago-12 Ago-13 Ago-14 Ago-15 Ago-16

MM

PC

D

Real Total Real Gen. Eléctrica Real Otros

Est. OSINERG Total Est. OSINERG Eléctrico Est. OSINERG Otros

Tendencia Total Tendencia Eléctrico tendencia Otros

COMPROMISO CONTRACTUAL ESTABLECIDO EN EL CONTRATO BOOT (450MMPCD)

Esperado450 MMPCD en el 2016, 12 años después del Inicio de operaciones.

Realidad

450 MMPCD en el año 2009

5050

Inversiones en el Sector Hidrocarburos

0

200400

600800

1000

12001400

16001800

2000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

MM US$ Crecimiento 2005-2008: 374 %Crecimiento 2005-2008: 374 %



5151

MÁXIMA DEMANDA Y CRECIMIENTO ANUAL 2001 – 2008*

2 7922 908 2 965

3 1313 305

3 580

4 368

3 966

1,9%

4,2%

5,6% 5,6%8,3%

10,8%

10,2%

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

5 000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*

(MW

)

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

(%)

Máx. Demanda

Crec. Anual (%)

En el 2006 la demanda se empezó a crecer a tasas En el 2006 la demanda se empezó a crecer a tasas superiores a la de los años anteriores.superiores a la de los años anteriores.

En el 2006 la demanda se empezó a crecer a tasas En el 2006 la demanda se empezó a crecer a tasas superiores a la de los años anteriores.superiores a la de los años anteriores.



5252

En el periodo 2001-2006, la demandademanda creció 28%28% mientras que la ofertaoferta sólo lo hizo en 9%9%.

En el periodo 2001-2006, la demandademanda creció 28%28% mientras que la ofertaoferta sólo lo hizo en 9%9%.

Evolución de Máxima Demanda y Potencia Instalada

4,806 4,828 4,801 4,774 4,8755,260

5,619 5,619

4,3683,966

3,5803,3053,1312,9652,9082,792

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008*

(MW

)

Pot. Instalada Máx. Demanda



5353

Inversiones en Electricidad (Millones de US$)Crecimiento 2005-2008: 150%

235324

394480

629

983

0

200

400

600

800

1,000

1,200

2003 2004 2005 2006 2007 2008



54



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56

FINFIN



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