apuntes_gas_electricidad-Jaime Cordova

Política y matriz energética

1

Apuntes para elPlan Energéti co

Nacional

Electricidad e Hidrocarburos

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y MineríaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

División de Gas Natural

Apuntes para el Plan Energético Nacional

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Publicación elaborada por la División de Gas Natural de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN y editada por Teps Group S.A.C. según CLS OSINGERMIN-GART-032-2008.

Por la GART

Gerente Adjunto GART: Víctor Ormeño SalcedoGerente de División de Gas Natural: Luis Espinoza QuiñonesAsesor Técnico GART: Carlos Palacios OliveraEspecialistas: Daniel Hokama Kuwae Virginia Barreda Grados

Por Teps Group

Editor Responsable: Pedro Hugo MoroteAsistente de Edición: Gladis Espinoza CernaDiseñador: Pablo Quispe Sánchez

EdiciónOSINERGMINGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria – GARTDivisión de Gas NaturalAv. Canadá 1460 – San Borja – Lima 14Teléfono: 219 3400; Anexos: 2001 / 2010; Fax: 224 0491

Copyright © OSINERGMIN-GART 2008La reproducción total o parcial de este documento y/o su tratamiento informático están permitidos, siem-pre y cuando se citen las fuentes y se haya solicitado el permiso correspondiente del OSINERGMIN-GART.

ISBN: …………….

Presentación

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Presentación

El ‘Plan Referencial de Energía al 2015’, elaborado por el Ministerio de Energía y Minas sobre la base del estudio integral de energía, es un documento que muestra la situación del sector energía y las proyecciones de la demanda, la oferta, las inversiones y la balanza comercial para un planeamiento que tiene como horizonte el año 2015. Dada la dinámica del sector, el Plan se enriquece y perfecciona para afrontar los cambios y variables del mercado energético en el lago plazo.

OSINERGMIN, por su parte, como organismo regulador de los servicios públicos de electricidad y gas natural, intervine en forma permanente en el desarrollo de las Políticas de Estado del sec-tor con propuestas e iniciativas que buscan asegurar la disponibilidad de energía para asegurar el desenvolvimiento socio-económico del país. De ahí que dentro de este accionar institucional se inscriba la elaboración y publicación del documento ‘Apuntes para el Plan Energético Nacio-nal’ elaborado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, GART, y que contiene aportes puntuales del organismo regulador susceptibles de ser recogidos por el Plan Referencial de Energía al 2015’. El alcance de estas contribuciones son descritas en el presente documento según el siguiente plan editorial:

El primer capítulo analiza el panorama del mercado energético internacional y nacional, y se pre-sentan la producción, demanda, venta así como el estado de las reservas energéticas del país.

El segundo capítulo hace una breve descripción de la política que se sigue en el país en el campo de la energía y de la matriz energética actual, donde se contextualiza la realidad del Perú con el escenario global y regional, asimismo presenta un análisis de la balanza comercial de hidrocar-buros, del sector eléctrico y del gas natural.

El tercer capítulo presenta la problemática del sector eléctrico, en donde se explica y analiza la “cri-sis de precios” que experimenta el sector eléctrico y la relación que tiene en ella el gas natural.


4

En el cuarto capítulo se presentan las propuestas y proyecciones realizadas por OSINERGMIN como un aporte para solucionar la problemática del Perú en cuanto sus futuros requerimientos de energía, y, asimismo, apoyar en la construcción de las bases para la elaboración de una Po-lítica Energética de Estado, fundamentada en la aceptación de la volatilidad de los recursos, y en la necesidad del país de buscar nuevas fuentes de energía así como desarrollar aquellas que abundan, como la hidráulica, que en un corto o largo plazo pueden ayudar a enfrentar eventua-les crisis de energía.

La GART espera, por tanto, que esta publicación cumpla su cometido.

Introducción

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Introducción


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Introducción

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Introducción

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Introducción

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Introducción

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Índice

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Índice

Presentación ................................................................................................................................ 3Introducción ................................................................................................................................ 5

Capítulo I: Panorama del mercado energético nacional ............................................................................. 19

1.Producción ............................................................................................................................. 201.1. Electricidad ......................................................................................................................... 201.2.Gas Natural .......................................................................................................................... 22 1.3.Petróleo .............................................................................................................................. 251.4.Hidrocarburos Líquidos ....................................................................................................... 251.5.Carbón ................................................................................................................................. 272.Demanda ................................................................................................................................ 282.1.Electricidad .......................................................................................................................... 282.2.Hidrocarburos Líquidos ....................................................................................................... 283.Venta ....................................................................................................................................... 303.1.Electricidad .......................................................................................................................... 303.2.Gas Natural .......................................................................................................................... 303.3.Petróleo ............................................................................................................................... 314.Reservas ................................................................................................................................. 324.1.Gas Natural .......................................................................................................................... 324.2.Petróleo ............................................................................................................................... 334.3.Hidrocarburos Líquidos ....................................................................................................... 345.Sectores de consumo ............................................................................................................. 346.Conclusiones........................................................................................................................... 35

Capítulo II: Política y matriz energética ...................................................................................................... 37


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1.Escenario global y regional ..................................................................................................... 381.1.Energía y economía ............................................................................................................. 431.2.Futuro energético ................................................................................................................ 452.Escenario Local ....................................................................................................................... 462.1.La Balanza Comercial de Hidrocarburos .............................................................................. 552.2.El sector eléctrico ................................................................................................................ 562.3.Proyecto Camisea como instrumento de política energética ..............................................592.4.La política energética actual ................................................................................................ 633.Conclusiones........................................................................................................................... 68

Capítulo III: Problemática Eléctrica ............................................................................................................... 69

1.Problemática del sector .......................................................................................................... 721.1.Regulación del Sistema eléctrico peruano .......................................................................... 732.Sistema energético actual ...................................................................................................... 752.1.Garantía por LGN ................................................................................................................. 782.2.Garantía por Diesel .............................................................................................................. 833.Alternativa para incrementar la seguridad del Sistema energético actual .............................854.Seguridad del Sistema energético futuro ............................................................................... 865.Valor de la electricidad ........................................................................................................... 886.Situación del sector energético .............................................................................................. 917.Conclusiones........................................................................................................................... 94

Capítulo IV: Competencia hidro versus el gas natural en la generación eléctrica del Perú ......................... 97

1.Costos de producción de electricidad ................................................................................... 981.1.Costos Fijos ......................................................................................................................... 981.2.Costos Variables ................................................................................................................. 991.3.Costos Totales ..................................................................................................................... 991.4.Costos Totales expresados por unidades de energía ......................................................... 1011.5.Pago por potencia y energía .............................................................................................. 1021.6.Ingreso adicional por reducción de CO2............................................................................ 1031.7.Costos medios con reducción de CO2 ............................................................................... 1041.8.Efecto del transporte de gas natural en el costo de la unidad........................................... 1062.Conclusiones......................................................................................................................... 108

Capítulo V: Propuestas y Proyecciones ...................................................................................................... 109

1.Propuestas para resolver el problema en el sector eléctrico ............................................... 1111.1.Control de la reserva ......................................................................................................... 1111.2.Precio mínimo para la Tarifa en Barra ............................................................................... 1111.3.Incentivos a la generación distribuida ............................................................................... 1111.4.Costo fijo por el transporte de gas natural ........................................................................ 1121.5.Reserva de gas natural cerca de las centrales eléctricas ................................................... 1121.6.Seguro de compras de energía en el spot ......................................................................... 1131.7.Pago de la capacidad de generación eléctrica ................................................................... 1132.Revisión del pasado .............................................................................................................. 1132.1.Conclusión de la revisión ................................................................................................... 1143.Proyección del futuro ........................................................................................................... 114

Índice

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3.1.Caso 1: Sin nueva generación ........................................................................................... 1153.2.Caso 2: Con nueva generación ......................................................................................... 1184.Expansión del sector eléctrico y gas natural en el Perú....................................................... 1214.1.Análisis ............................................................................................................................. 1214.2.Competencia en el transporte de energía ........................................................................ 1264.2.1.Transporte : Camisea-Ilo (Opción sierra) ....................................................................... 1264.2.2.Transporte: Camisea-Ilo (Opción costa) ......................................................................... 1274.2.3.Transporte: Lima-Chimbote (Opción costa) ................................................................... 1284.2.4.Resumen de tarifas de transporte por gasoductos ....................................................... 1294.3.Competencia térmico hidráulico ...................................................................................... 1305.Proyecciones del sector energético ..................................................................................... 1356.Conclusiones........................................................................................................................ 141

Capítulo VI: Recomendaciones .................................................................................................................. 143

Anexos .................................................................................................................................... 145Anexo 1: Transporte actual de energía en el país (electroductos y gasoductos) .................... 146Anexo 2: Transporte futuro de energía en el país (electroductos y gasoductos) ................... 147Anexo 3: Potencial disponible de energía geotérmica ........................................................... 148Anexo 4: Potencial disponible de energía eólica .................................................................... 149Anexo 5: Potencial disponible de energía solar ...................................................................... 150

Bibliografía ............................................................................................................................. 151


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Panorama del mercado energético nacional

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La economía peruana evoluciona positivamente desde el 2003. El Producto Bruto Interno (PBI) nacional creció en 8,99% en 2007, lo que representa el mayor crecimiento registrado desde 1994, en el que la variación del PBI fue 12,8% respecto al año anterior. Al finalizar el año 2007, el PBI ascendió a 335,730 millones de Nuevos Soles. El Gráfico Nº 1.1 presenta las variaciones anuales del PBI desde el año 1992.

Gráfico Nº 1.1Producto Bruto interno: 1992 - 2007

(Variación % anual)

Fuente: INEI

Capítulo I



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El crecimiento del PBI tiene una estrecha relación con la positiva evolución de todos los sectores económicos, entre los cuales debe señalarse al sector energía sin cuya contribución es impo-sible explicar el desempeño de la economía nacional en el pasado reciente y su sostenibilidad futura.

El sector energía comprende los subsectores de electricidad, hidrocarburos, carbón y energías renovables, respecto a los cuales se hace en este capítulo una rápida exposición de los aspectos más relevantes del comportamiento de la producción, demanda, ventas, reservas y otros aspec-tos de los subsectores indicados. La significación de cada uno de los subsectores se refleja en el Gráfico Nº 1.2 que muestra la importancia de la participación cada uno de ellos en el conjunto del sector energía, según el último Balance de Energía publicado por el Ministerio de Energía y Minas.

Gráfico Nº 1.2Estructura del consumo final de energía por fuentes

Fuente: Balance Nacional de Energía

1. Producción

1.1. ElectricidadLa producción total de electricidad en 2007 fue de 28 133 GW.h, mientras que en 2006 fue de 25 603 GW.h, y en el 2005 se produjo en total 23 812 GW.h.

En tanto, la producción mensual del mercado eléctrico en junio del año 2008 fue 2 529 GW.h, cifra superior en 10,3%, 22,4%, 31,7%, 37,8% y 44,8% respecto a la producción del mismo mes de los años 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.3.

Las empresas generadoras que han contribuido en mayor grado a la producción de energía eléctrica a nivel nacional fueron Edegel con 25,8%, Electroperú con el 21,4%, Enersur con 15,2%, Egenor con 6,2%, Termoselva con 4,4%, Kallpa con 3,5%, Electroandes con 3,0%, Egasa con 2,7%, EEPSA con 2,5%, Egemsa con 2,4%, San Gabán con 1,7% y Cahua con 1,4%; mientras que las demás representan el 9,8% restante, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.1.


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Gráfico Nº 1.3Producción mensual de energía eléctrica 2003 - 2008

Fuente: Ministerio de Energía y Minas

Cuadro Nº 1.1Producción de energía eléctrica por empresas - junio 2008



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En tanto, la producción del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional representa el 98,0% de la producción del país, mientras que el 2,0% restante se realiza en los Sistemas Aislados, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.4.

Gráfico Nº 1.4Producción de energía eléctrica por sistema

Fuente: MInisterio de Energía y Minas

1.2. Gas NaturalEn junio de 2008, la producción nacional de gas natural alcanzó 369,1 millones de pies cúbicos diarios. Esto representó un incremento en 32,91% con respecto a junio de 2007, cuando la producción fue de 277,7 millones de pies cúbicos diarios. Asimismo, en compa-ración con mayo del año 2008 la producción de gas natural ha crecido en 8,95%, producto de la mayor demanda de las centrales de generación eléctrica. Como se muestra en el Gráfico Nº 1.4, Pluspetrol Perú Corporation S.A. fue el mayor productor de gas natural con 8 504 millones de pies cúbicos durante el mes de junio (283,5 millones de pies cúbicos diarios), registrando un incremento de 10,32% con respecto a mayo de 2008. Con este volumen de producción, Pluspetrol Perú Corporation S.A. se mantuvo como el principal productor de gas natural con una participación del 76,8% del total nacional.

Gráfico Nº 1.5Participación en la producción

de gas natural a junio 2008

Fuente: Perupetro


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Aguaytía Energy del Perú S.A, operador del lote 31-C, es el segundo productor a nivel nacional con 1 370 millones de pies cúbicos durante junio (45,6 millones de pies cúbicos diarios) representando el 12,4% de la producción nacional. Le siguen Petro Tech Peruana S.A., (operador del Lote Z-2B) que produjo 489,7 millones de pies cúbicos durante el mes (16,3 millones de pies cúbicos diarios), con una participación del 4,4% en la producción nacional, y Petrobras Energía Perú S.A., (operador del Lote X) que produjo 355 millones de pies cúbicos en dicho mes, con una participación de 3,2%.

Finalmente, la producción acumulada en el país en los primeros seis meses del 2008 fue de 53 742 millones de pies cúbicos, cantidad superior en 38,4% a la registrada durante el mismo período del 2007. Asimismo, en comparación con el año 2004, año que entró en operación el proyecto Camisea, la producción de gas natural se ha incrementado en 383%, es decir, la producción acumulada de enero a junio de 2008 es 4,8 veces la producción que se obtuvo entre enero y junio del año 2004 (Ver Gráfico Nº 1.6).

Gráfico Nº 1,6Producción acumulada de gas natural

Enero - Junio 2001 - 2008(Millones de Piés Cúbicos)

Fuente: Perupetro

En tanto, en el año 2007, la producción reportada por las empresas productoras de gas natural fue de 17,8 millones de m3/día, cifra superior en 101% a lo producido en el 2006. Este incremento estuvo liderado por la producción de gas natural proveniente de la empresa Pluspetrol Perú Corporation S.A., seguido por Aguaytía Energy del Perú S.A. y. Petro Tech Peruana S.A.

El Cuadro Nº 1.2 la producción total de gas natural en 2007, en miles de m3/día.


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Cuadro Nº 1.2Producción de gas natural

Fuente: PropiaM m3 /día = Miles de metros cúbicos por día calendario.

La producción de gas natural por empresa en 2007 se muestra en el Gráfico Nº 1.7.

Gráfico Nº 1.7Producción de gas natural por empresa

2007

Fuente: Propia

En el primer semestre del año 2008, la producción fiscalizada de gas natural ha alcanzado los 52 942 millones de pies cúbicos1.

1Fuente: INEI. http://www1.inei.gob.pe/perucifrasHTM/inf-eco/pro029.htm


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1.3. PetróleoLa producción fiscalizada nacional de petróleo, en el año 2005 alcanzó los 40 622 578 barriles. En el 2006, ascendió a los 42 187 082 barriles, y en 2007 alcanzó los 41 562 211 barriles de petróleo.

En el primer semestre del año 2008, la producción acumulada de petróleo asciende a 13 499 762 barriles. Tan sólo en el mes de junio de 2008, la producción fiscalizada de petróleo ascendió a los 2 251 954 barriles, monto que fue distribuido porcentualmente entre: Petrobras (Lote X) 18,9%; Petro Tech (Lote Z-2B) 13,8%; Pluspetrol (Lote 8) 20,4%; Pluspetrol (Lote 1-AB) 31,2%; y otros el 15,8%, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.8.

Gráfico Nº 1.8Distribución porcentual de

petróleo a junio 2008


1.4. Hidrocarburos LíquidosEn junio de 2008, la producción nacional de hidrocarburos líquidos alcanzó los 6 542,51 miles de barriles (218,08 miles de barriles por día). El 40,1% de la producción nacional de derivados de petróleo corresponde a la Refinería La Pampilla (Repsol y Asociados); el 29,5% a Refinería Talara (Petroperú); y 30,4% a otras refinerías menores, tales como: El Milagro, Iquitos y Conchán (Petroperú), la Refinería Pucallpa (Maple Gas Co.) y las Plantas Pisco (Pluspetrol), Verdún (EEPSA) y Aguaytía (Aguaytía).

La mayor producción del mes corresponde al diesel 2: 240,87 miles de metros cúbicos, seguido de los petróleos industriales (residuales): 217,38 miles de metros cúbicos, de las gasolinas: 112,18 miles de metros cúbicos, del propano: 62,09 miles de metros cúbicos, del turbo A-1: 59,61 miles de metros cúbicos, del GLP: 35,57 miles de metros cúbicos, del butano: 28,65 miles de metros cúbicos, del intermediate fuel oil: 15,50 miles de metros cúbicos, de los asfaltos: 12,47 miles de metros cúbicos, del kerosene 8,03 miles de metros cúbicos, del diesel 2 bunker nacional: 6,17 miles de metros cúbicos, del marine fuel oil: 5,99, de los solventes: 3,21 miles de metros cúbicos, de la gasolina natural Maple: 2,91 miles de metros cúbicos, y otros productos con 229,55 miles de metros cúbicos, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.3.


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Cuadro Nº 1.3Producción de hidrocarburos líquidos por refinería 2008

(miles de m3)



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Gráfico Nº 1.9Participación en la Producción de Hidrocarburos Líquidos

junio 2008

Fuente: Elaboración propia

1.5. CarbónDe acuerdo al Anuario Minero 20072, la producción nacional de carbón alcanzó las 107,091 toneladas y en el año 2007 alcanzó las 279,140 toneladas. De acuerdo a la información del Balance Nacional de Energía de 2006, la Región Libertad posee las mayores reservas de carbón existentes, con alrededor del 87% del total nacional, seguido por la región Ancash con 9% y Lima con 3% entre otras regiones que alcanzan el 1%.

La producción de carbón mineral oficialmente registrada en el año 2006, se muestra en el Cuadro Nº 1.4.

Cuadro Nº 1.4Producción de Carbón Mineral

(En miles de kilos)3

Fuente: Dirección General de Minería- Ministerio de Energía y Minas

2Libro elaborado por el Ministerio de Energía y Minas3Miles de kilos equivale a 103 de acuerdo al Sistema Legal de Unidades de Medida del Perú, ‘Ley 23560’, aprobado el 31 de diciembre de 1982.


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2. Demanda

2.1. ElectricidadDe acuerdo al Boletín de Estadística Eléctrica de la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas correspondiente a junio de 2008, la máxima demanda del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) en junio de 2008 fue 4091 MW, la misma que se registró el 25 de junio a las 19:00 horas, cifra que representó un incremento de 10,1% respecto a la máxima demanda del mismo mes en 2007, tal como se muestra en el Gráfico Nº 1.10.

Gráfico Nº 1.10Máxima demanda de Potencia mensual 2003 - 2008


2.2. Hidrocarburos LíquidosA junio de 2008 la demanda interna de los hidrocarburos líquidos asciende a 154,62 miles de barriles por día calendario (MBDC), siendo el Diesel Nº2 el combustible de mayor demanda con 75,16 MBDC, seguido por el GLP, que registró un consumo de 29,06 MBDC y las gasolinas que registraron un consumo de 23,58 MBDC, y los resi-duales con una demanda de 14,14 MBDC, mientras que los consumos del turbo y kerosene llegaron a 11,67 MBDC y 1,01 MBDC respectivamente, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.5.

En el año 2007 la demanda interna de los hidrocarburos líquidos fue de 147,01 MBDC, siendo el Diesel Nº2 el combustible de mayor demanda con 70,53 MBDC, seguido por el GLP con una demanda de 27,40 MBDC, y las gasolinas con una demanda de 23,07 MBDC, y los residuales con una demanda de 13,34 MBDC, mientras que el turbo y el kerosene llegaron a 11,41 MBDC y 1,26 MBDC respectivamente.


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Cuadro Nº 1.5Demanda interna de hidrocarburos líquidos a junio de 2008


Gráfico Nº 1.11Demanda total de hidrocarburos líquidos a junio 2008

Fuente: Propia

Gráfico Nº 1.12Demanda total de hidrocarburos líquidos - 2007

Fuente: Propia


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3. Venta

3.1. ElectricidadLa venta de energía a cliente final en junio del año 2008 fue de 2 204 GW.h, con un 8,6% de incremento respecto a la venta de igual periodo del año anterior. Asimismo, con rela-ción al mes de junio de 2006 este aumento fue 22%, y con respecto a los años 2005, 2004 y 2003, los incrementos fueron 31,2%, 38,5% y 46,4%, respectivamente. (Ver Gráfico Nº 1.13)

Gráfico Nº 1.13Venta mensual de energía a cliente final 2003 -2008


3.2. Gas NaturalLa venta de gas natural reportada por las empresas productoras fue de 7,3 millones de m3/día, cifra superior en 52,6% a la vendida en el año 2006. Este incremento estuvo lide-rado por la venta de gas natural proveniente de las empresas Pluspetrol Perú Corporation S.A., seguido por Aguaytía Energy del Perú S.A. y. Petro Tech Peruana S.A.

Cuadro Nº 1.6Participación en las ventas de gas natural - 2007

Fuente: Propia


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Las empresas que han tenido mayor venta de gas natural durante el año 2007 fueron Plus-petrol Perú Corporation S.A. con 74%, Aguaytía Energy del Perú S.A. con 11%, las que en conjunto representan el 85% de la producción total del país. (Ver Cuadro Nº 1.6 y Gráfico 1.14).

Gráfico Nº 1.14Venta de gas natural por empresa 2007

Fuente: Propia

La producción de gas natural está concentrada en la selva peruana (87,9%), donde se en-cuentran las dos empresas con mayor participación en la producción de este carburante, y estas son Pluspetrol Perú Corporation S.A y Aguaytía Energy del Perú S.A. Asimismo, se registró una venta diaria promedio de 7,3 millones de m3/día.

3.3. PetróleoDurante el año 2007 las ventas en el mercado interno fueron de 50 815 760 barriles de derivados de petróleo, donde Diesel N°2 alcanzó el mayor volumen de ventas con 23 690 121 barriles (46,6%), seguido del GLP (19%), que en estos últimos años ha incrementado notablemente su demanda, otros productos importantes por el volumen demandado fue-ron las gasolinas de uso motor (15,1%) y los combustibles residuales (12,4%).

La venta interna de combustibles derivados de petróleo durante los primeros seis meses de 2008 es la siguiente:

En enero la venta en promedio diario fue de 135,69 MBPD. El mayor porcentaje de ventas lo presentó el Diesel Nº2 con 50,8%, seguido del GLP con el 16,9%4.

En febrero, la venta en promedio diario fue de 144,52 MBPD. El mayor porcentaje lo pre-sentó el Diesel Nº2 con 48,1%, seguido del GLP con 18,6%, las gasolinas con 15,07% y los residuales con el 11,49%5 de las ventas totales, respectivamente.

En marzo, la venta en promedio diario fue de 128,11 MBPD. Esta disminución en las ventas se debió principalmente a las menores ventas de Diesel Nº2 y residual 500 por parte de la Refinería La Pampilla, las ventas de Diesel Nº2 representan 47,2% los residuales 10,2%, el GLP 19,6% y las gasolinas 16,08%6 de las ventas totales, en ese orden.

4Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, enero 2008, Ministerio de Energía y Minas.5Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, febrero 2008, Ministerio de Energía y Minas6Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, marzo 2008, Ministerio de Energía y Minas.


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Residuales9%

Diesel 248%

Gasolinas16%

Kerosene1%

Turbo A18%

GLP18%

En abril, la venta interna de combustibles derivados de petróleo en promedio diario fue de 152,55 MBPD. El aumento en las ventas se debió principalmente a los mayores consumos de Diesel Nº2, GLP y residual 500. La Refinería La Pampilla vendió más diesel que el mes anterior y Pluspetrol aumentó sus ventas de GLP respecto al mes de marzo. Finalmente, las ventas de Diesel Nº2 representaron 45,9%, los residuales 14,8% y el GLP 18,5%7 de las ventas totales, respectivamente.

En tanto, en mayo, la venta en promedio diario fue de 153,30 MBPD. Este aumento se debió primordialmente a los mayores consumos de Diesel Nº2, GLP, gasolinas motor y residual 500. Las ventas de Diesel Nº2 expresan el 50,6% y el GLP el 15,8%8 de las ventas totales.

Finalmente, en el mes de junio, la venta interna en promedio diario fue de 151,09 MBPD. Las ventas de Diesel Nº2 expresan el 43,3%, el GLP 19%, los residuales 17,2% y las gasoli-nas el 13,6%, de las ventas totales, en ese orden9.

4. ReservasLas reservas probadas de energía comercial al 31 de diciembre de 200610, fueron aproxima-damente 25 800 184 TJ11.

Los datos que se presentan a continuación fueron extraídos del Libro Anual de Reservas 2006, realizado por el Ministerio de Energía y Minas.

4.1. Gas NaturalLas reservas probadas de gas natural al 31 de diciembre de 2007 ascienden a 11 821 TCF12

que comparadas con las del año 2006 (11,842 TCF) representa una ligera disminución de 0,18% básicamente por la producción extraída durante el año 2007.

Cuadro Nº 1.7Reservas probadas de gas natural 2007 (TCF)


Las reservas probadas de líquidos de gas natural al 31 de diciembre de 2007 ascienden a 674,1 MMSTB, que comparadas con las del año 2006 (681,5 MMSTB) representa una ligera disminución del 1,08%, debido a la producción obtenida en el año 2007, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.8 .

7Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, abril 2008, Ministerio de Energía y Minas.8Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, mayo 2008, Ministerio de Energía y Minas.9Informe mensual estadístico, venta de combustibles en el país, junio 2008, Ministerio de Energía y Minas.10Ministerio de Energía y Minas, Balance Nacional de Energía 2006.11Tera joules = 10 joules12Tera Pies Cúbicos


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Cuadro Nº 1.8Reservas probadas de LGN MSTB (2007)


En tanto, el Gráfico Nº 1.15 muestra las reservas y demanda de gas natural por un periodo de 20 años.

Gráfico Nº 1.15Reservas y demanda de gas natural de los Lotes 88 y 56

Camisea 2008 - 2027 ( 20 años)

(*) Escenario hidrotérmico: Generación con termoeléctricas a gas natural e hidroeléctricas(**)Incluye nueva información de Camisea pero no incluye reciente hallazgo en el Lote 57.Fuente Ministerio de Energía y Minas

4.2. PetróleoLas reservas probadas de petróleo, estimadas al 31 de diciembre de 2007, ascienden a 447,4 MMSTB13 las mismas que muestran un incremento de 7,6% respecto al año 2006 (415,8 MMSTB), principalmente por el éxito en la perforación de pozos de desarrollo en la selva, costa norte y el Zócalo Continental, reclasificación de reservas e identificación de nuevas ubicaciones para perforar y nuevos trabajos de reacondicionamiento.

13Millones de barriles estándar


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Cuadro Nº 1.9Reservas probadas de petróleo MSTB (2007)


4.3. Hidrocarburos LíquidosLas reservas probadas de hidrocarburos líquidos, al 31 de diciembre de 2007, ascienden a 1 121 486 miles de barriles (MSTB), mientras que en el 2006 ascendían a 1 097 288 MSTB.

En el 2007, la selva fue la zona donde se encontró la mayor cantidad de reservas, las mis-mas que ascendieron a 920,3 MSTB, seguido por la costa con 127,2 MSTB y el zócalo con 73,9 MSTB, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.10.

Cuadro Nº 1.10Reservas probadas de Hidrocarburos Líquidos MSTB (2007)


5. Sectores de consumoDe acuerdo con la información recogida del último Balance Nacional de Energía publicado por el Ministerio de Energía y Minas (publicación elaborada con data recogida a finales del año 2006), el consumo de energía del sector residencial, comercial y público fue 158 883 TJ, con una participación del 31,9%, porcentaje ligeramente por debajo que el del sector Transporte (32,8%), pero un poco más alto que el del sector Industrial y Minería (28,1%). Se puede destacar que estos tres sectores tienen prácticamente la misma participación. El consumo de los sectores Agropecuario, Agroindustrial y Pesca, sólo representan el 4,3% del consumo total. Finalmente, se resalta que el consumo de energía de los sectores residen-cial, comercial y público y transporte respecto al año anterior, aumentaron en 2,2% y 11,9% respectivamente, tal como se muestra en el Cuadro Nº 1.11.


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Cuadro Nº 1.11Consumo final total de energía por sectores económicos

(TJ)

Fuente: Balance Nacional de Energía 2006

Gráfico Nº 1.16Estructura del consumo final de energía por sectores económicos

Fuente: Balance Nacional de Energía 2006

En los balances energéticos, a pesar de existir obras y proyectos de pequeña envergadura que están brindando servicio, con éxito en algunos casos y en proceso de experimentación en otros, no se consideran a las fuentes de energía eólica, nuclear, biogás, entre otras, en razón de su participación poco relevante.

6. Conclusiones• El crecimiento del PBI del Perú en los últimos años tiene una estrecha relación con el

positivo desarrollo del sector energía, sin cuya contribución es imposible explicar el desempeño de la economía nacional en el pasado reciente y su sostenibilidad futura.

• La producción total de electricidad en los tres años precedente al 2008 ha crecido soste-nidamente, alcanzando en el 2007 los 28 133 GW.h, mientras en el 2006 fue de 25 603 GW.h, y en el 2005 de 23 812 GW.h, debido al aumento del consumo en los diferentes estratos económicos del país, y que se ve reflejado en el crecimiento del PBI. La mayor producción corresponde al SEIN con el 98% de la misma. Las reservas probadas de ener-gía comercial al 31 de diciembre de 2006, fueron aproximadamente 25 800 184 TJ.


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• Tanto la producción como el consumo de gas natural han crecido significativamente desde el 2004. En el año 2007, la producción reportada por las empresas productoras de gas natural fue de 17,8 millones de m3/día, cifra superior en 101% a lo producido en el 2006. Mientras la venta de gas natural reportada por las empresas productoras en el mismo año fue de 7,3 millones de m3/día, cifra superior en 52,6% a la vendida en el año 2006.

• La mayor producción de gas se da principalmente en la Selva y el estado de las reservas de gas natural ha disminuido ligeramente (0,18%) por la producción de 2007. Mientras la reserva de LGN ha disminuido en 1,8% por el mismo motivo.

• Los combustibles líquidos que más consume el mercado interno son el diesel Nº 2 y el GLP seguidos por las gasolinas y los residuales y, en menor medida, por el kerosene y el turbo. En los últimos tres años su consumo está en alza, mientras la producción local se mantiene estacionaria.

• El sector transporte es el mayor consumidor de energía, seguido por el sector residen-cial, comercial y público, y por el sector industrial y minería, con un consumo promedio similar; y, por último, los sectores agropecuario, agroindustrial y pesca, que sólo repre-sentan el 4,3% del consumo total.

• La producción de carbón es mínima y poco relevante, así como la de otros energéticos alternativos.


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La política energética responde a los objetivos trazados dentro de cada estrategia nacional de desarrollo, y parte del análisis de la demanda y oferta actual de energía. Es la matriz energé-tica, como instrumento de análisis, la que nos permite visualizar las interrelaciones entre las fuentes y los usos energéticos, comparando las eficiencias técnicas en el aprovechamiento de cada fuente y los patrones de consumo de cada sector económico.

Al hacer el análisis evolutivo de la matriz energética y relacionarla con las políticas eco-nómicas y energéticas, así como las interrelaciones con el entorno internacional (fuerzas tecnológicas, sociales y ambientales), se puede determinar qué factores contribuyeron a determinada orientación y qué se debe hacer para dirigir esta evolución en el camino de-seado. La política energética reúne los deseos de las naciones y la matriz energética refleja su realidad.

En el presente capítulo se efectúa un análisis económico-energético a nivel global y regional, así como local, con el objeto de determinar los principales elementos que influyen en los países al momento de definir su política energética.

Dentro del análisis global y regional se analiza la evolución y tendencia del consumo de energía en el mundo y, asimismo, se realiza una comparación entre regiones geográficas y grupos de países industrializados.

El análisis local se aboca en el desarrollo de las fuentes de energía del Perú y las relaciones que existen entre el desarrollo económico y el energético.

Luego se revisa los planes propuestos por el Ministerio de Energía y Minas, como parte de la política energética, y se señalan algunas líneas de estrategia con el objeto de alcanzar las metas fijadas en las propuestas.

Capítulo II



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1. Escenario Global y Regional

El consumo de energía en el mundo ha ido creciendo conforme se desarrollaba la capacidad productiva de los países. El aumento de nuevas unidades de generadoras y el mejoramien-to de las existentes, aunado a los precios relativos de cada fuente energética, marcaron el crecimiento y ocaso de algunos energéticos. Por ejemplo, durante la primera mitad del Siglo XIX predominaba como fuente energética el trabajo animal, luego, gracias a la invención de la máquina de vapor, fue posible transformar la energía contenida en el carbón en energía mecánica, dando origen a la revolución industrial.

Desde 1850, hasta la mitad del Siglo XX, predominó en el mundo el uso del carbón como fuente energética, pero ya a comienzos del siglo pasado se inició la comercialización de la energía eléctrica. Más tarde, en la segunda mitad del Siglo XX, es cuando el petróleo se con-vierte en la principal fuente energética del mundo desplazando al carbón.

Hace 35 años, (en el año 1973,) se produce el primer embargo de petróleo por parte de los países miembros de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), esto originó una crisis energética de impacto mundial, ya que de la noche a la mañana los precios del crudo de elevaron de 10 a 40 US$ por barril (a valores constantes del 2007). Esta crisis llevó a las economías industrializadas del mundo a replantear su política energética y como ésta debería responder al crecimiento económico del país.

Gráfico Nº 2.1. Evolución y Proyección del consumo Mundial de energía

Fuente: Propia

Desde esta crisis, en estos países, tomaron vigencia políticas destinadas a garantizar el su-ministro energético, así como a mejorar la eficiencia en el consumo de energéticos en sus naciones. Todas las políticas se orientaron, principalmente, a mantener la seguridad na-cional minimizando la dependencia energética o a tener un mayor control de las fuentes localizadas fuera de sus territorios.


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Gráfico N° 2.2. Evolución de precio del Petróleo en valores constantes del 2007

Fuente: Propia

Es así como, desde hace décadas, países como Estados Unidos, Francia, Alemania y Gran Bretaña intensifican sus programas de desarrollo tecnológico en búsqueda de nuevas fuen-tes de energía que reduzcan la dependencia del exterior, dentro de dichos programas se encuentra el uso de energía atómica como fuente energética comercial (www.doe.gov).En el año 1979, se produce otro embargo de petróleo por parte de la OPEP, originando que el precio del crudo se elevara hasta cerca de 80 US$ por barril. En dicho año, la producción mundial de petróleo era 66 millones de barriles por día, de los cuales, la OPEP producía el 47%. Estados Unidos producía y consumía 10,1 y 18,4 millones de barriles por día (equiva-lentes a 3 700 y 6 730 millones de barriles por año). Teniendo en cuenta que las reservas probadas de petróleo de este país estaban en los 36 500 millones de barriles la cobertura energética de sus reservas era de tan solo 10 años (ratio reservas / producción).Si no se hubieran producido los embargos petroleros de los años 73 y 79, los países indus-trializados, tal vez, seguirían creyendo que el petróleo era un “commodity” de fácil acceso en el mundo y que estaba libre de conflictos y situaciones políticas, por lo que el crecimiento industrial y económico de sus naciones, en base a crudo importado, estaba garantizado. La realidad demostró que el petróleo es un recurso estratégico, tanto para los países producto-res como para los consumidores, y como tal debe tenerse una estrategia nacional respecto a él.En el año 1981, el ratio R/P (reservas / producción) mundial para los combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón) se encontraba en 115 años. En los años 1991 y 2001, este ratio se redujo a 106 y 96 años, respectivamente. Para el caso de Estados Unidos, Canadá y México (América del Norte), para estos mismos años, el ratio R/P fue 93, 85 y 73 años, respectivamente. Si se consideran únicamente los hidrocarburos el ratio para Norteamérica disminuiría a 12 años. La fuente energética que eleva los ratios de reserva / producción para los países industrializados es el carbón.


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Los sucesos de los últimos 35 años ponen de manifiesto que las crisis energéticas en el mundo están ligadas a las crisis de los hidrocarburos, por tal razón los países industriali-zados están diseñando estrategias para reducir la dependencia de esta fuente y a la vez incrementar la diversidad de su matriz energética.

Además, en los años 1981, 1991 y 2001, la región con mayores reservas de hidrocarburos del mundo fue el Medio Oriente, con porcentajes de participación de 41%, 50% y 51% de las reservas mundiales, en ese orden. Otra de las regiones con mayores reservas, y que en estos años se mantuvo con 22% 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%, reducién-dose a 9% en 1991 y a 6% en el 2001. De igual forma, Europa tenía en 1981 el 5% reducién-dose en 1991 y 2001 a 3% y 2,5%, respectivamente.

Gráfico N° 2.3. Distribución de las Reservas de Hidrocarburos por Regiones

Fuente: Propia

La región de Asia Pacífico, que incluye al Japón, ha mantenido su nivel de reservas de hi-drocarburos en 6%, mientras que la región Centro y Sur de América ha incrementado su participación desde 4% en 1981 a 9% en el 2006.

El bajo nivel de reservas de hidrocarburos mantenido por Europa ha originado un mayor ni-vel de importación. En el año 2006, Europa consumió 62% más energía que la que produjo, viéndose en la necesidad de importar este déficit. La ventaja para Europa fue que una buena parte de esta importación se cubrió con gas natural proveniente de la ex Unión Soviética y de Argelia (norte de África). Situación ventajosa, dado que al consumir gas natural los pre-cios responden a factores relativamente constantes respectos a los del crudo (petróleo) por lo que presentan una baja volatilidad. Normalmente, en el negocio del gas natural se tienen contratos de largo plazo que permiten pagar las altas inversiones de las redes de transporte. Esta es una de las razones por lo que la crisis del petróleo no impactó tan fuerte en el PBI de los países de Europa, como sí ocurrió en Estados Unidos.


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En el 2006, las regiones de América del Norte y Asia Pacífico consumían 5% y 10% por enci-ma de su producción, respectivamente, requiriendo importar para cubrir este déficit.

Gráfico N° 2.4. Balance de Energía por Regiones, año 2006

Fuente: Propia

Japón, al ser un importador neto de hidrocarburos, debió equilibrar su matriz de energía para no depender de muy pocas fuentes de abastecimiento, por esta razón, en los años 90, desarrolló la tecnología de los buques criogénicos para el transporte del gas natural, de tal forma, que las grandes reservas de Australia e Indonesia le fueran comercialmente accesibles.

Para reducir los riesgos de la dependencia del petróleo, los países han diversificado sus fuentes de energía y desarrollado mejoras tecnológicas que les han permitido el aprove-chamiento de otras alternativas energéticas. Uno de los casos más saltantes es el de la energía nuclear, que ha permitido a países como Estados Unidos, Francia y Japón reducir su nivel de dependencia.

Para ello, la estrategia energética seguida por los países industrializados, para incremen-tar la diversidad de sus fuentes y cubrir sus requerimientos, fue desarrollar nuevas tec-nologías y financiarlas con fondos públicos hasta hacerlas comercialmente factibles.

Tal como se muestra en las siguientes figuras, cada país utiliza el recurso que más tiene, y trata de minimizar la importación. En el año 2006, el consumo de hidrocarburos en Amé-rica del Norte cubría el 65%de sus necesidades energéticas, mientras que en el Medio Oriente esta fuente ocupa el 97%. La región Centro y Sur de América es la que consume la mayor proporción de energía hidráulica con cerca del 28% del total de sus requerimien-tos energéticos.


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Gráfico N° 2.5. Cobertura del Consumo de Energía por Regiones según Fuentes, año 2006

Fuente: Propia

Gráfico N° 2.6. Cobertura del Consumo de Energía por Países Industrializados, según Fuentes, año 2006

Fuente: Propia

Por otro lado, uno de los países con un crecimiento por encima de la media mundial es China14, el cual en el 2006 satisfacía el 76% de su consumo energético con carbón (69%) e hidroenergía (7%).

Se puede observar que los países industrializados (a excepción de Francia) cubren buena parte de su consumo de energía con carbón, ya que este es un recurso abundante en estos países. El gran inconveniente de este combustible es la contaminación ambiental, por lo que a futuro su costo de producción se incrementará por las exigencias ambientales y será reemplazado por otras fuentes menos contaminantes15.

14China en el decenio 1991 al 2001, creció a una tasa media anual de 1,9%, mientras que el Mundo creció a 1,1%.15Existe también el desarrollo de la tecnología del secuestro de carbono que permitirá a futuro reducir las emisiones de CO2.


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1.1. Energía y EconomíaLa Política Nacional de Energía de Estados Unidos aprobada por el presidente George W. Bush en mayo del 2001, refleja lo enunciado anteriormente y se sintetiza en las siguientes expresiones:

“América debe tener una política energética que planee para el futuro, pero que satisfaga las necesidades de hoy. Creemos que podemos desarrollar nuestros recursos naturales y proteger nuestro ambiente”. Presidente George W. Bush.

“La Política Energética Nacional... marca el primer paso en la dirección de tratar los retos energéticos soslayados por mucho tiempo. Dado nuestro crecimiento económico y nuestro alto estándar de vida, estamos enfrentados a las crisis energéticas. El Plan Energético Nacional equilibra las necesidades de oferta energética de América a través de la tecnología, la diversidad del suministro y la conservación, y pavimenta el camino para el futuro energético de América”. Secretario de Energía, Spencer Abraham.

Tal como lo enuncia el Secretario de Energía de Estados Unidos, la Política Energética reúne una serie de medidas para hacer frente a los retos del futuro. Estados Unidos es consciente que su actual matriz de energía depende de la importación de hidrocarburos y que esta debería orientarse a reducir esta dependencia. El camino adoptado para ello es invertir en tecnologías que hagan factibles a futuro nuevas fuentes de energía, afortunadamente cuentan con recursos económicos y científicos para esta tarea16.

Al revisar los impactos que han tenido las diversas crisis energéticas en el desarrollo eco-nómico y tecnológico de los países industrializados miembros de la OECD (Organización para la Cooperación Económica y el Desarrollo), es fácil entender el por qué de la preocu-pación en garantizar el suministro de energía.

Gráfico N° 2.7. Interrelación entre el PBI y el Consumo de Energía para países Industrializados

Fuente: Propia

16En el borrador del Plan Estratégico del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE), elaborado en agosto del 2003, se señala que la ciencia y tecnología son la principal herramienta en la persecución de su misión orientada a la seguridad nacional. El DOE ha amasado enormes capacidades tecnológicas y científicas para servir a América como nunca se hubiera anticipado 25 años atrás. Estas capacidades deben ser aplicadas para cumplir la misión de apoyar la seguridad nacional.


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La crisis del petróleo de 1973 originó un estancamiento de las economías industrializadas del mundo. En ese año el PBI per cápita de Estados Unidos era 15,6 miles de US$ (de 1990) por habitante y durante los siguientes 2 años decreció hasta 15,1 (reducción de 3%). Por otra parte, donde si hubo un cambio mayor fue en la eficiencia energética, ya que en este mismo periodo (1973 a 1975) el consumo per cápita de energía se redujo desde 0,293 a 0,273 Tera Joule (TJ) por mil habitantes, es decir, una reducción de 7% en 2 años. Luego de esta crisis, la economía de los Estados Unidos volvió a crecer, recuperando 4 años después, el consumo per cápita del año 1972.

La segunda crisis del petróleo, en 1979, elevó el precio del barril de crudo a cerca de 80 US$, lo cual originó un mayor shock en los países industrializados. En el periodo de 1979 a 1983, el PBI per cápita de Estados Unidos se mantuvo alrededor de 17 miles de US$ por habitante, apreciándose un cambio sustancial en la eficiencia energética, ya que en este mismo periodo el consumo per cápita de energía se redujo desde 0,29 a 0,25 Tera Joule (TJ) por habitante, es decir, una reducción de 14% en 4 años. Además, disminuyó la ten-dencia creciente de este índice, es decir, mejoró la eficiencia en el uso de la energía.

La siguiente crisis del petróleo tuvo relación con la guerra del golfo de 1991. La invasión a Kuwait por parte de Irak elevó el precio del crudo a cerca de 35 US$ por barril. Este hecho forzó a una reducción del consumo per cápita y a un estancamiento del crecimiento eco-nómico. En la última década del siglo pasado, continuó el crecimiento económico de los países industrializados y al mismo tiempo aumentaron muy poco los consumos per cápita, debido a las políticas de eficiencia energética implementadas luego de las crisis.

Gráfico N° 2.8. Interrelación entre el PBI y la Intensidad Energética de países Industrializados

Fuente: Propia

Otro indicador importante que mide la evolución económica y la eficiencia energética es la Intensidad Energética17. En el año 1970, Estados Unidos requería 20 TJ para generar un

17Se define como la cantidad de energía necesaria para producir una unidad de PBI. En nuestros cálculos expresamos la Intensidad Energética en TJ por millón de US$ de PBI.


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millón de US$ de PBI. Luego, en el año 1975, producto de la crisis de 1973, sólo requirió 18 TJ por millón de US$ de PBI. En los siguientes años, y presionado por las crisis del petróleo, Estados Unidos redujo su Intensidad Energética, en el 2006, a 10 TJ por millón de US$, es decir una reducción de 50% en 35 años. Esto se logro gracias a las políticas de eficiencia energética implementadas y al desarrollo de mejoras tecnológicas.

Al igual que Estados Unidos, los países de Europa y los miembros de la OECD obtuvieron mejoras significativas en la Intensidad Energética, de tal forma que se obtuvo un mayor PBI con menos energía. En los países en vías de desarrollo como México, España, Corea y Singapur, existe una etapa donde crece su Intensidad Energética como resultado de sus procesos de industrialización y su afán de alcanzar a sus pares.

1.2. Futuro EnergéticoEn la etapa de posguerra, el consumo mundial de energía creció a una tasa media anual de 5%, al finalizar el siglo XX esta tasa de crecimiento se redujo a menos de 2%. Se predice que conforme avance el siglo XXI las tasas de crecimiento del consumo mundial de energía se irán reduciendo a tasas menores al 1% anual (fuente DOE – EIA).

Los análisis efectuados por el Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos y la Agencia Internacional de Energía (IEA) predicen que para los siguientes 20 años, el mundo se dirigirá a un mayor consumo del gas natural. Esta predicción se basa en el hecho que el desarrollo tecnológico en el transporte del gas natural vía marítima reducirá los costos de suministros y, por tanto, incrementará el acceso rentable a nuevas reservas.

Gráfico N° 2.9. Proyección del Consumo Mundial de Energía y tasa de Crecimiento

Fuente: Propia

Este crecimiento de la demanda de gas natural y el desarrollo de nuevos reservorios no accesibles comercialmente hasta ahora, predicen que el costo del gas natural se incremen-tará a futuro hasta el costo marginal de desarrollo de la nueva oferta18.El carbón mantendrá su presencia en el mundo, ya que es la mayor fuente energética disponible en los países industrializados. Esta permanencia y las exigencias ambientales

18Platt’s Energy, Business & Technology, June 2003.


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forzarán a mejoras tecnológicas que incrementarán los costos de esta fuente (secuestro de carbono).

Se predice que las nuevas tecnologías en la producción de energía, entrarán en mayor escala a satisfacer la demanda de energía a partir del 2030, donde la energía Solar, Geoter-mia y Eólica tendrán un menor costo. La energía nuclear será la fuente futura del mundo cuando la fusión sea técnica y comercialmente viable.

2. Escenario LocalAl igual que en el resto del mundo, el desarrollo del sector energía en el Perú se ha visto influenciado por las crisis del petróleo. De 1981 a 2006, las reservas de hidrocarburos en la región Centro y Sur de América se multiplicaron por 3, siendo los países que acompañaron el crecimiento, Bolivia, Brasil, Venezuela y Perú. En promedio, las reservas de estos países crecieron a una tasa media anual de entre el 6% y el 7%.

En el año 1981, el 61% de las reservas de hidrocarburos de la región estaban en poder de Venezuela, 25 años después (2006), esta participación se eleva a 73%. Uno de los países que ha incrementado sus reservas es Bolivia, mientras que el país que más ha reducido su participación es Argentina (de 15% a 3%).

Gráfico N° 2.10. Reservas de Hidrocarburos en América del Sur

Fuente: Propia

Por otro lado, en el año 2006, la región cubría más del 65% de su consumo en base a los hi-drocarburos. De estos países sobresalen Argentina y Venezuela, ya que entre el 40% y 50% de su consumo es cubierto con gas natural. Este resultado se debe a las políticas internas implementadas en Argentina y Venezuela, con el objeto de masificar el uso del gas natural, para lo cual estos estados se hicieron cargo del desarrollo de las redes.

Ecuador, al contar con reservas de petróleo, sobresale por la alta participación del hidrocarbu-ro en su matriz de energía, por lo que el Estado fomenta su consumo interno vía subsidio.

Colombia y Brasil son los países con mayor uso de la energía hidráulica (35% a 40%), ya que ambas naciones, en el pasado, tuvieron como política favorecer la construcción de centra-les hidráulicas19.

Chile es el único país de la región que utiliza una mayor proporción de carbón en su matriz energética (11%), alentado por su bajo costo y por las exigencias de energía de los sectores minero y eléctrico.

19La antigua Ley General de Electricidad, promulgada en el año 1981, tuvo sus orígenes en una misión del BM / BID que recomendó aplicar el modelo Brasileño.


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Gráfico N° 2.11. Cobertura del Consumo en América del Sur: Año 2006

Fuente: Propia

El Perú, en la matriz energética, presenta una participación del 65% de hidrocarburos (petróleo y gas natural), mientras que el carbón y la hidroelectricidad se sitúan entre el 5 y 30%, respectivamente.

Por otro lado, en el periodo de 1970 a 2001, la productividad de los países de la región fue afectada también por las crisis de la energía. En el caso de la evolución de los índices de Intensidad Energética y PBI per cápita, tenemos que en esta época el comportamiento del Perú ha sido zigzagueante. Desde 1970 a 1980, el PBI per cápita aumentó y la Intensidad Energética se redujo, ello se debió básicamente al modelo de industrialización adoptado (sustitución de importaciones) y a la ejecución de grandes obras de infraestructura. En la siguiente década (1980 a 1990), el PBI per cápita se redujo por debajo de los niveles de 1970 y la Intensidad Energética aumentó ligeramente. Al contrario, en la década siguiente, de 1990 a 2000, mientras el PBI per cápita creció a niveles superiores a 1970 la Intensidad Energética disminuyó.

La evolución de la Intensidad Energética se debe a factores relacionados con la disponibili-dad de nuevas fuentes de energía, el mejoramiento de las tecnologías de uso y el precio de los energéticos, los cuales cambian los patrones de consumo.

Gráfico N° 2.12. Intensidad Energética y PBI per Cápita para América Latina

Fuente: Propia


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Gráfico N° 2.13. Consumo de Energía Primaria y PBI per Cápita para América Latina

Fuente: Propia

Países como Brasil, Chile y México presentan un crecimiento de su PBI per cápita en los últimos 30 años, mientras que Argentina también tiene el comportamiento zigzagueante del Perú. Resalta el comportamiento de Venezuela, quién en los últimos 30 años ha redu-cido sostenidamente el PBI per cápita y ha incrementado su Intensidad Energética. Este comportamiento, es atípico, ya que es razonable pensar que países en vías de desarrollo incrementen su Intensidad Energética de la mano con su mejora económica, para luego de alcanzar cierto nivel empiece una reducción del índice de Intensidad Energética (caso de Corea, Singapur, México y España).

En el año 2006, las reservas de petróleo del Perú alcanzaron el 10% de las reservas de ener-gía primaria (petróleo, gas natural, carbón e hidroenergía sin incluir biomasa) mientras que por el lado de la producción la participación del petróleo llegó a un 41%, por el lado del gas natural el país obtuvo un nivel de reservas de 61% y una producción de 36%. Lo anterior muestra que el Perú utiliza más de lo que menos tiene, lo cual a la larga ha conseguido des-equilibrar su Balanza de Hidrocarburos.

Gráfico N° 2.14.Perú 2006: Producción y Reservas de Energía

Fuente: Propia

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Producción Reservas

22,0

40,9

36,3

0,8

61,0

9,7

5,4

23,9

Petróleo Gas Natural + LGN Carbón Mineral Hidroenergía

PBI per Cápita (miles US$ 1990 por persona)

0,00

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

TJ /

Hab

itant

e

México Argentina Brasil Chile Colombia Ecuador Perú

2 4 6 8 10 12 14


49

Cuadro Nº 2.1 Perú 2006: Producción y Reservas de Energía Primaria

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - Balance Nacional de ENERGÍA - OTERG

Por el lado de la hidroenergía, se aprecia que el nivel de reservas es del orden de 24%, y la producción de 22%. El bajo desequilibrio en esta fuente se debe a que en los últimos 30 años el Perú favoreció el uso de esta energía mediante la construcción de grandes proyectos hidráulicos, los cuales no sólo traen efectos en el sector eléctrico sino también en la agricul-tura e industrias conexas (cemento, siderurgia, metalmecánica, etc.)

Cuadro Nº 2.2. Perú: Evolución de la Producción de Energía Primaria

Fuente: Propia


50

Los desequilibrios observados entre las reservas y producción de hidrocarburos serán corregidos en los siguientes años con el desarrollo del gas natural vía el proyecto Ca-misea.

En lo que respecta a la producción nacional de energía, el crecimiento de la producción en el Perú viene acompañado por el crecimiento de la hidroenergía, la cual pasó, de ocupar una participación en la producción total de 4,7% en 1970, a 13,7% en el 2006, siendo la década de mayor crecimiento la de los años 80 del siglo pasado.

Gráfico N° 2.15 Evolución de la Producción de Energía Primaria

Fuente: Propia

En el tema de los hidrocarburos, y en especial del petróleo, este tuvo su auge en el periodo 1970 al 1980, donde creció a una tasa anual de 10,5%, llegando a incrementar su partici-pación en la producción nacional de energía desde 55,7% en 1970 a 71,2% en 1980. En el siguiente decenio esta fuente se estancó y tuvo un decrecimiento anual de 4,5%, llegando a una participación de 64% en 1990. En la última década (1990 al 2000), se reduce el de-crecimiento, gracias a la privatización de determinados campos, pero continúa el descenso natural de los pozos petroleros.

Por el lado del consumo de energía, durante el periodo de análisis (1970 a 2000) este creció a una tasa media anual de 1,61% (sin considerar la biomasa), siendo las fuentes que crecie-ron el carbón, GLP, kerosene, Diesel N°2 y la electricidad.

Dentro de los hidrocarburos (no incluye biomasa, carbón y electricidad), en el año 2006 se tuvo que el Diesel N°2 ocupaba la mayor participación dentro del consumo nacional con un 45%, seguido del residual (16%), gasolinas (14%), y GLP (12%). En el año 1975, la fuente predominante eran las gasolinas con 32%, mientras que el Diesel N°2 tenía un 18%.


51

Cuadro Nº 2.3. Perú: Evolución del Consumo de Energía por Fuentes

Fuente: Propia


52

Gráfico N° 2.16 Perú: Evolución del Consumo de Energía Secundaria

Fuente: Propia

Gráfico N° 2.17. Perú: Consumo de Hidrocarburos por Fuentes

Fuente: Propia

De lo anterior se deduce que, desde los años 80 hasta ahora, ha tenido lugar un proceso de sustitución de las gasolinas por el Diesel N°2, lo cual tuvo impacto en los procesos de refi-nación, ya que las refinerías son sistemas con estructuras de producción rígidas y cualquier desbalance entre la carga (ingreso de crudo) y el consumo de derivados repercute en la importación y/o exportación de hidrocarburos.

En lo que respecta a la evolución de la participación de cada uno de los sectores económicos en el consumo nacional de energía, podemos observar que el sector que más ha crecido es el Transporte, siendo la década de mayor crecimiento la de 1990 a 2001.


53

Cuadro Nº 2.4. Perú: Evolución del Consumo de Energía por Sector Económico

Fuente: Propia

Además, el sector Transporte es el responsable del 81% del consumo de Diesel N°2, cuya participación es sólo del 37% en el año 1970.

El crecimiento del sector Transporte, aunado al aumento del consumo del Diesel N°2, se debió básicamente a factores relacionados con el precio relativo entre gasolinas y diesel (proceso de sustitución), y a la reducción de los costos de transformación de las unidades de transporte vía la importación de unidades usadas con motores a petróleo.

Este incremento en el consumo de Diesel N°2, con la consiguiente reducción en los consumo de gasolinas, y aunado a la estructura de refinación de los años 80, originó un incremento sostenido de la importación de Diesel N°2 para satisfacer la demanda interna.

Lo anterior explica lo sucedido en el periodo 1979 al 1986, donde la producción de crudo nacional estuvo en auge y la refinación adaptada a la demanda, por lo que las importaciones se redujeron al mínimo.

Miles de TJ

1970 1980 1990 2000 2006Residencial y Comercial 134,1 167,0 152,5 149,1 151,4Público 6,9 8,7 12,0 11,4 7,5Transporte 70,2 94,6 104,6 141,7 163,5Agro-Industria 24,0 10,8 9,6 10,7 7,2Pesca 28,0 8,1 9,1 16,4 14,1Minero-Metalugia 12,4 31,4 27,5 48,2 42,5Industria 49,2 69,6 48,4 75,2 97,6Otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Total 324,9 390,3 363,7 452,6 483,7

Participación

1970 1980 1990 2000 2 006Residencial y Comercial 41,3% 42,8% 41,9% 32,9% 31,3%Público 2,1% 2,2% 3,3% 2,5% 1,5%Transporte 21,6% 24,2% 28,7% 31,3% 33,8%Agro-Industria 7,4% 2,8% 2,6% 2,4% 1,5%Pesca 8,6% 2,1% 2,5% 3,6% 2,9%Minero-Metalugia 3,8% 8,0% 7,6% 10,7% 8,8%Industria 15,1% 17,8% 13,3% 16,6% 20,2%Otros 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Crecimiento Anualizado

70 al 80 80 al 90 90 al 2000 00 al 06Residencial y Comercial +2,2% -0,9% -0,2% +0,3%Público +2,3% +3,3% -0,6% -6,8%Transporte +3,0% +1,0% +3,1% +2,4%Agro-Industria -7,6% -1,2% +1,1% -6,4%Pesca -11,7% +1,2% +6,0% -2,5%Minero-Metalugia +9,7% -1,3% +5,8% -2,1%Industria +3,5% -3,6% +4,5% +4,4%Otros +0,0% +0,0% +0,0% +0,0%Total +1,9% -0,7% +2,2% +1,1%


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Cuadro Nº 2.5. Perú: Evolución del Consumo de Diesel N° 2 por Sector Económico

Fuente: Propia

Gráfico N° 2.18. Perú: Evolución de la Importación de Energía

Fuente: Propia

Miles de TJ

1 970 1 980 1 990Residencial y Comercial 0,0 0,0 0,0 0,5 0,2Público 1,7 2,3 5,4 2,7 0,8Transporte 11,2 26,1 44,7 82,9 104,1Agro-Industria 2,9 2,2 0,8 1,0 0,3Pesca 8,0 3,1 1,7 3,7 1,0Minero-Metalugia 2,8 6,7 2,2 8,0 11,6Industria 3,9 5,0 4,0 8,3 9,9Otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Total 30,5 45,4 58,8 107,1 127,9

2 000 2 006

Participación

1 970 1 980 1 990 2 000 2 006Residencial y Comercial 0,0% 0,0% 0,0% 0,5% 0,1%Público 5,5% 5,0% 9,2% 2,5% 0,6%Transporte 36,7% 57,5% 76,0% 77,4% 81,4%Agro-Industria 9,6% 4,8% 1,4% 0,9% 0,2%Pesca 26,2% 6,8% 2,9% 3,4% 0,8%Minero-Metalugia 9,2% 14,8% 3,7% 7,5% 9,1%Industria 12,9% 11,1% 6,8% 7,7% 7,8%Otros 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Crecimiento Anualizado

70 al 80 80 al 90 90 al 2000 00 al 06Residencial y Comercial +0.0% +0.0% +0.0% -18.0%Público +3.0% +9.2% -6.7% -19.0%Transporte +8.8% +5.5% +6.4% +3.9%Agro-Industria -2.9% -9.6% +2.1% -19.0%Pesca -9.0% -5.8% +7.9% -19.0%Minero-Metalugia +9.2% -10.7% +13.9% +6.4%Industria +2.5% -2.3% +7.6% +3.1%Otros +0.0% +0.0% +0.0% +0.0%Total +4.0% +2.6% +6.2% +3.0%


55

En los años posteriores a 1988, con la declinación de la producción y el incremento en el consumo de Diesel N° 2, se hizo necesario incrementar la importación de crudo para ba-lancear la carga de las refinerías y, además, tal como se señaló anteriormente, también era necesario, por las restricciones en la estructura de refinación, importar Diesel N°2.

2.1. La Balanza Comercial de HidrocarburosLos cambios en la exportación e importación repercuten en la Balanza Comercial de Hi-drocarburos, pasando de un saldo negativo de 200 millones de US$ en 1991 a un saldo negativo de 1 500 millones de US$ en el 2007.

Gráfico N° 2.19. Perú: Balanza Comercial de Hidrocarburos en US$

Fuente: Propia

Gráfico N° 2.20. Perú: Balanza Comercial de Hidrocarburos en Energía

Fuente: Propia


56

La Balanza Comercial de Hidrocarburos tiene dos factores básicos que la determinan, por un lado la diferencia de precios entre la importación y exportación y, por otro, la diferencia en volumen. En los últimos años, la diferencia de precios se ha reducido hasta cerca de 7 US$ por barril, con lo que la diferencia en volumen es el mayor responsable del saldo negativo de esta balanza.

Gráfico N° 2.21. Perú: Precios de Intercambio de Hidrocarburos

Fuente: Propia

Como el Perú no tiene control sobre los precios internacionales del crudo y sus deriva-dos, la única estrategia que le queda para controlar su Balanza Comercial de Hidrocar-buros es el volumen. En este aspecto existen dos opciones: aumentar la exportación o reducir la importación.

La exportación de hidrocarburos depende del nivel de producción de cada tipo de pe-tróleo, y de la carga de crudo en las refinerías locales, la cual, a su vez, está determinada por el consumo interno de derivados. Es importante mencionar, que con el proyecto Ca-misea, el Perú podría convertirse en exportador de derivados tales como GLP y gasolina natural, y esto dependerá del nivel de producción del proyecto.

En el caso de la importación de hidrocarburos, esta depende del consumo interno de derivados, del tipo y cantidad de crudo nacional, de la estructura de refinación y de los precios de los hidrocarburos. El Perú requiere de crudos livianos para equilibrar la carga de las refinerías y así producir los derivados que consume el mercado interno. Lamentablemente por el diseño de las refinerías y por el precio relativo del Diesel N°2, se requiere importar este producto para compensar la producción nacional.

Si se diseña una estrategia donde el sector transporte se oriente al gas natural, entonces se reducirá el consumo nacional de gasolinas, diesel y GLP, reduciéndose la necesidad de importar y, al mismo tiempo, incrementar la exportación. Por la diferencia de precios entre los hidrocarburos líquidos y el gas natural, es más rentable para el país exportar líquidos que exportar gas natural.


57

2.2. El sector eléctricoEn los últimos años el sector eléctrico ha crecido a tasas por encima del 8% equiparan-do los crecimientos obtenidos en la década del 70. Si se observa la evolución de dicho sector en los últimos 30 años se apreciará una caída del crecimiento a partir de los años 80, llegando a su valor mínimo en el periodo de 1985 a 1990.

Desde que se dio la reforma del sector eléctrico en el año 1992, mediante la “Ley de Con-cesiones Eléctricas” (LCE), y se efectuaron diversos cambios en la economía del país, el crecimiento del sector eléctrico ha sido constante y a tasas anuales por encima del 5%.

Gráfico N° 2.22. Perú: Producción de Electricidad

Fuente: Propia

Por el lado de los insumos requeridos para la producción de electricidad, en la actua-lidad se tiene una mayor presencia del gas natural, carbón y residual 6, reduciéndose grandemente el consumo de Diesel Nº2.

Gráfico N° 2.23. Perú: Participación de Fuentes en la Producción de Electricidad

Fuente: Propia


58

La mayor presencia de hidrocarburos en la producción de electricidad se debe a la adop-ción de políticas orientadas a tener un mayor parque de generación térmica, debido a que la dependencia hidráulica ha originado en el pasado grandes problemas para el crecimiento económico del país.

Por otro lado, el crecimiento económico del país desde el año 1992 ha significado un incremento en el consumo per cápita de electricidad, habiéndose duplicado dicho con-sumo en el periodo de 14 años.

Gráfico N° 2.24.Perú: Producción de Electricidad y PBI

Fuente: Propia

Antes de 1992 el país atravesaba un estancamiento en el consumo per cápita de electri-cidad producto de las diversas crisis económicas en las que estuvo inmerso. Actualmen-te, el país enfrenta un crecimiento sostenido del consumo per cápita de la mano con el crecimiento económico.

Si bien, el crecimiento energético del país tiene la dirección contraria al crecimiento energético de los países desarrollados, esto se debe a nuestro bajo grado de industria-lización, por lo que es de esperar un mayor crecimiento económico y energético por habitante.

Tal como se indicó, la política energética de los últimos 15 años se orientó a reducir la participación hidráulica con el objeto de mejorar la seguridad en la provisión de la energía eléctrica. En el Grafico Nº 2.25 se aprecia que existe un año hidrológico (1989) donde la producción hídrica, en los meses de estiaje, sólo alcanza a producir el 55% de la capacidad instalada, lo cual impacta en la oferta de electricidad. Si el sistema eléctrico no estuviera preparado para hacer frente a esta contingencia entonces se tendría que racionar el suministro.


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Gráfico N° 2.25. Perú: Aleatoriedad de la Producción Hidroeléctrica

Fuente: Propia

En el año 1989 no se llegó a racionar la electricidad a los consumidores debido a que el consumo se redujo producto de la crisis económica, pero la situación crítica del sistema se evidenció en el año 1992 cuando el país crecía debido a la reactivación económica. En ese año no se contó con el “apoyo” de la naturaleza lo que restringió la oferta hídrica a un nivel de 63%.

Las crisis hídricas del año 1992 y del 2003 evidencian la necesidad de contar con un parque térmico eficiente que permita garantizar la operación económica del sistema eléctrico. Otra medida política del Estado debe ser el controlar que la nueva genera-ción hidroeléctrica tenga mayor seguridad en la energía producida, es decir, garantizar un mínimo de factor de planta, de tal forma, que el complemento térmico sea el más económico.

2.3. Proyecto Camisea como instrumento de Política EnergéticaLos yacimientos de Camisea ubicados en la selva norte del departamento del Cusco tienen reservas de gas natural equivalentes a 2 800 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP), de los cuales 2 200 son gas natural seco y 600 son líquidos (GLP más gasolina natural)20.

La inversión en Camisea asciende a 1 400 millones de dólares de los cuales 500 millones de dólares corresponden al campo, 800 millones de dólares al transporte en alta pre-sión y 100 millones de dólares a la distribución.

La parte más compleja y de difícil solución es el transporte, ya que se requiere instalar ductos y estaciones de compresión, y operarlos durante 30 años. El Ministro de Ener-gía y Minas señaló alguna vez que “si Camisea hubiera estado en la costa, se hubiera desarrollado hace buen tiempo y sin apoyo del gobierno, pero no es así, se requería un modelo de negocios que permita al transportista operar y ser rentable a la vez de obtener tarifas competitivas”.

20Luis Espinoza, Camisea Impacto en el Sector Energético, Nov-2000.


60

¿Porque es tan importante Camisea para el Perú?Camisea representa para el Perú un nivel de reservas de 7 veces las existentes en pe-tróleo, y, además, si el gas natural seco se destinara únicamente a producir electricidad, esta reserva podría cubrir los nuevos requerimientos del país por 30 años21.

Por otro lado, Camisea permite sustituir combustibles en los sectores eléctrico, indus-trial, minero, manufactura y otros, logrando reducir los consumos internos de Diesel N°2, GLP y residual. La sustitución de gasolinas no ha sido contemplada en las evalua-ciones iniciales del proyecto, por lo que no se ha cuantificado su impacto en el sector transporte.

Esta sustitución de combustibles, debido a Camisea, reducirá los consumos internos de derivados e incidirá positivamente en la Balanza Comercial.

Tal como lo señaló el ministro de Energía y Minas22, durante el diseño del actual esque-ma de Camisea, el proyecto necesitaba resolver el tema de la creación de una empresa que se dedique al transporte del gas natural y a la vez ofrezca un precio que haga acce-sible el gas natural. Dentro de los problemas se vio que las incertidumbres del mercado del gas natural, aunado a la imposibilidad de definir una tarifa para el transporte que haga rentable esta actividad, hacían inviable el desarrollo de esta actividad por separa-do del campo, que es el que usualmente subsidia al inicio los transportes.

Gráfico N° 2.26. Circulo vicioso del gas natural de Camisea

Fuente: Propia

Al final de cuentas lo que se tenía en Camisea era un círculo vicioso, donde, al no poder reducir la incertidumbre de la demanda esta se trasladaba a la tarifa, la cual resultaba siendo tan alta que desalentaba a la demanda y de nuevo se repetía el ciclo. Hay que tener en cuenta que en dicho periodo (1998 al 1999) el precio de los combustibles que competían con el gas natural estaba entre 4 y 5 dólares por millón de BTU y, por lo tanto, no se tenía mucho margen para trasladar el costo de la incertidumbre de la demanda en las tarifas del gasoducto.

Es en este punto que el gobierno evaluó la conveniencia de garantizar el transporte con el objeto de independizarlo del campo y de esta manera no afectar negativamente las regalías por el gas natural.

21Luis Espinoza, Camisea Impacto en el Sector Energético, Nov-2000, revisión 2007.22Ing. Daniel Hokama.


61

La garantía otorgada a Camisea consiste en definir una demanda mínima para el ga-soducto (capacidad garantizada) la cual sería pagada al transportista aunque la deman-da real sea inferior. La diferencia entre la demanda mínima y la real se denomina el costo de la garantía y es pagada por los beneficiarios del gasoducto. De acuerdo con la Ley 27133, “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural”, los bene-ficiarios del proyecto de gas natural son los usuarios eléctricos y este beneficio se evalúa por la reducción de las tarifas eléctricas producto del gas natural.

De acuerdo con los cálculos efectuados por OSINERGMIN, la relación entre el Benefi-cio obtenido por la reducción de las tarifas eléctricas, en el horizonte de estudio, por efecto de Camisea, y el Costo de pagar la demanda mínima de transporte en lugar de la demanda real, es igual a 3. Esto quiere decir que por cada millón de dólares pagado por los usuarios eléctricos como garantía al transportista de Camisea, se recibe 3 millones de dólares de menor facturación de electricidad (menor tarifa eléctrica).

Dentro del esquema de Camisea, el gobierno definió menores precios del gas natural para el sector eléctrico, ya que este tiene que garantizar el gasoducto y por tanto sopor-ta la mayor parte de los riesgos. En resumen, considerando una operación típica de una central termoeléctrica, el precio del gas natural en la actualidad está en 2,5 dólares por millón de BTU, mientras que el resto de consumidores tienen un precio mayor.

Cuadro Nº 2.6. Estimados de precio del Gas Natural según tipo de clientes

Nota: En el caso de Ica no hay división entre alta y baja presión.Fuente: Propia

Los clientes industriales y del gas natural vehicular (GNV) tienen precios que dependen del volumen consumido, los que fluctúan entre 4,5 y 2,6 dólares por millón de BTU, respectivamente.

Es importante señalar que la cadena del gas natural de Camisea incluye: las redes inter-nas del consumidor, las redes públicas de distribución en baja presión, la distribución en alta presión, el transporte en alta presión y la planta de producción de gas natural seco. Dentro de esta cadena existen eslabones más caros que otros dependiendo del tipo de cliente. Por ejemplo, para un consumidor doméstico la distribución en baja presión representa el 70% del costo total, y esto se debe al bajo nivel de consumo23.

23Actualmente un cliente residencial consume mensualmente, en promedio, 21 m3 de gas natural lo cual equivale a 15 kg (balón y medio) de GLP.


62

Gráfico N° 2.27. Composición del precio del Gas Natural según tipo de cliente

Fuente: Propia

Gráfico N° 2.28. Costo de la Cadena del Gas Natural de Camisea

Fuente: Propia

En el caso de los consumidores industriales y comerciales, el transporte y la distribución en alta presión representan entre el 40% y 50% del costo total, mientras que para el generador eléctrico esta red es el 50% de su costo.


63

En resumen, el proyecto Camisea ha sido enfocado para resolver los problemas de com-petitividad del sector eléctrico y del sector industrial, ya que con el uso del gas natural éstos traerían ventajas directas a los consumidores e indirectas al Estado vía la menor importación de energía, así como la reducción de la contaminación ambiental (mejora de la calidad de vida).

Por otra parte es conveniente señalar que dentro del esquema de Camisea existe la obli-gación del distribuidor de expandir la red y dar el servicio a un mínimo de consumidores a lo largo del tiempo24, esto se hizo con el objeto de iniciar la masificación del gas natural vía el equilibrio de costos entre los grandes clientes y los pequeños.

Lamentablemente, en la época del diseño de Camisea, no se planteó la necesidad de introducir el gas natural en el sector transporte, ya que se no se tenía claro una estra-tegia para este sector y porque además la política del gobierno era de total libertad y la normativa de este sector recae en su mayoría en la competencia municipal.

2.4. La Política Energética ActualEl Ministerio de Energía y Minas elaboró en setiembre del año 2002 un documento de trabajo denominado: “Lineamientos de Política de Largo Plazo para el Sector Energía”, dentro de este señala, como visión para el sector, el desarrollo de un sistema eficiente, que cubra las necesidades básicas de la población, que contribuya con el crecimiento económico y que tenga un impacto ambiental controlado.

Dentro de los objetivos de la política energética elaborado por el Ministerio de Energía y Minas tenemos:

Cuadro Nº 2.7Objetivos de la Política Energética Nacional

Fuente: Propia

La política energética señalada en el documento del Ministerio de Energía y Minas bus-ca promover el uso del gas natural para con ello satisfacer los objetivos de seguridad (cubrir necesidades y reducir la dependencia), diversidad de la matriz de energía, efi-ciencia en el uso y reducción del impacto ambiental.

Por otro lado, en el año 2005, se autorizó la exportación de parte del gas natural de Camisea hacia México, vía el proyecto liderado por la empresa Hunt Oil (Perú LNG), que a su vez es parte del Consorcio de Camisea en el campo25. El Ministerio de Energía y

24Se establece como número mínimo de clientes: 10 000 a los 2 años, 30 000 a los 4 años y 70 000 a los 6 años de operación.25Conforman el consorcio del campo: Pluspetrol (36%), Hunt Oil (36%), SK (18%), Tecpetrol (10%).


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Minas, juntamente con el Congreso de la República, apoyó y promovió el cambio en la legislación para permitir que la exigencia de satisfacer siempre el mercado nacional por un horizonte mínimo de 20 años, se cambie por una de sólo satisfacer esta exigencia (20 años) al inicio del proyecto.

El Perú, actualmente (julio 2008) importa Diesel N° 2 a un precio de 29 dólares por GJ (Giga Joule) o 175 dólares por barril. Es importante mencionar que la importación de este combustible en el año 2007 fue de 20 mil barriles por día (33% del consumo nacio-nal que totalizó 60 mil barriles por día), lo que valorizado a precios actuales significaría un egreso para el país de 3,5 millones de dólares por día.

Gráfico N° 2.29. Precios de Combustibles a julio de 2008

Fuente: PropiaGráfico N° 2.30.

2007: Precios de Importación de Combustibles

Fuente: Propia


65

Por otra parte, en un proyecto de exportación de gas natural, vía la tecnología de la licuefacción, el precio pagado al Perú sería igual a la diferencia entre el precio del mer-cado de destino menos los costos de transporte. Si se asume el destino de México con un valor medio de 10 dólares por GJ y un costo de la cadena del LNG igual a 4 dólares por GJ, entonces el precio neto para el Perú sería de 6 dólares por millón de BTU, lo cual equivale a un 20% del precio de importación del Diesel N° 2.

Por otra parte, la exportación de los líquidos de Camisea (GLP y gasolinas) y del Residual significa para el Perú un precio neto de 22 y 15 dólares por GJ, respectivamente. Es de-cir, por la exportación de líquidos el país gana entre 2 y 4 veces más que la exportación de gas natural. ¿A qué se debe esta diferencia?

Gráfico N° 2.31. 2007: Precios de Exportación de Combustibles

Fuente: Propia

De los gráficos mostrados se desprende que el valor de los combustibles en el país de-pende del costo de las cadenas de transporte, y en el caso del Gas Natural Licuefactado (GNL), este costo es del 40% al 60% del valor del producto en el mercado, mientras que en las cadenas de líquidos este fluctúa entre 5% y 10% del valor en el mercado. Enton-ces, en un negocio de exportación de GNL, el negocio no es el gas natural sino el trans-porte, y al final por los contratos y metodología de reajuste del precio del gas en el país productor, se termina asegurando la rentabilidad del transportista y cargando todos los riesgos al propietario de los yacimientos.

Por lo expresado, sería más rentable para el país promover el uso del gas natural en el mercado interno, ya que esta medida reduciría la importación e incrementa-ría la exportación de líquidos con la consiguiente mejora económica y ambiental. Para hacer esto, el Estado debería enfocarse en la parte más compleja de la masi-ficación del gas natural que es el desarrollo de las redes y el financiamiento de las conversiones.

La política energética del país se resume en sus tres pilares básicos: independencia energética, seguridad, y oportunidad del suministro y cuidado del medio ambiente, conceptos que se muestran el Gráfico Nº 2.32


66

Gráfico Nº 2.32Esquema de la Política Energética

Fuente: Propia

En tanto, debemos resaltar la política que se aplica en el sector energía para cada sub-sector, el Cuadro Nº 2.8 muestra la política energética del Perú en el tiempo, asimismo los cuadros contiguos muestran las políticas adoptadas para los combustibles líquidos, gas natural, carbón e hidroelectricidad.

Cuadro Nº 2.8Política Energética en el tiempo

Fuente: Propia


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Cuadro Nº 2.9Política Energética aplicada a los combustibles líquidos

Fuente: Propia

Cuadro Nº 2.10Política Energética aplicada al gas natural

Fuente: Propia

Cuadro Nº 2.11Política Energética aplicada al carbón

Fuente: Propia


68

Cuadro Nº 2.12Política Energética aplicada a la hidroelectricidad

Fuente: Propia

3. Conclusiones• Los países industrializados como parte de su política energética priorizan la seguridad

del suministro de tal forma de no afectar su seguridad económica (parte de su seguridad nacional). Además, utilizan la tecnología como medio para diversificar las fuentes de suministro y así disminuir la dependencia externa.

• El Perú tiene un consumo de energía desequilibrado con relación a sus recursos y pro-ducción, lo cual lo lleva a recurrir a la importación y exportación para equilibrar su balan-ce (sobre todo en los hidrocarburos).

• El proyecto Camisea tiene una garantía del Estado para el desarrollo de los gasoductos por parte de los inversionistas privados. Esta garantía es pagada por los usuarios eléctri-cos quienes se benefician por la reducción de tarifas que trae el uso del gas natural en la generación eléctrica.

• El Ministerio de Energía y Minas plasma su política energética en cubrir los requerimien-tos básicos de la población y en promover el uso del gas natural de tal forma de reducir los costos de la energía, la Balanza Comercial de Hidrocarburos y también controlar la contaminación ambiental.

• Como parte del análisis se ha identificado que es más rentable para el Perú promover e incentivar el consumo local de gas natural, ya que este consumo interno reduciría el consumo de hidrocarburos líquidos, lo que a su vez reducirá la importación de crudos y derivados y también incrementará la exportación de derivados (GLP y gasolinas). El país gana entre 2 y 4 veces más exportando líquidos que gas natural licuefactado.

• Se requiere definir políticas sectoriales que promuevan el uso del gas natural en cada sector de tal forma de obtener los beneficios señalados. Por la incidencia del Diesel N°2 en la importación de energía del país, y considerando que el Sector Transporte es el principal consumidor de Diesel N°2, deberían estudiarse estrategias para promover el uso del gas natural en este sector.

Problemática Eléctrica

69

Desde la aplicación de la Ley de Concesiones Eléctricas, LCE, en 1993, el sector eléctrico ha experimentado crisis de precios26 debido a eventos hidrológicos, sin llegar al racionamiento gracias a la reserva instalada.

En el pasado el control de la reserva ha sido una preocupación del Estado, por lo cual mediante COPRI (Proinversión) se exigió en los procesos de privatización la instalación de capacidad adi-cional. En este mismo tema ayudaron proyectos privados, no comprometidos con Proinversión, que se orientaron a satisfacer a grandes clientes industriales.

Existe en la LCE la exigencia de velar por la seguridad del suministro, pero esta se orienta al corto plazo, en donde el Comité de Operación Económica del Sistema, COES, debe optimizar la operación y minimizar el riesgo de falla. Por lo tanto, el manejo de la reserva y la seguridad a largo plazo es una función del Estado que hoy se materializa mediante Proinversión, pero que no está institucionalizado en la LCE.

La determinación y control de la reserva, como un objetivo nacional, no es algo que pueda ha-cer una asociación privada como el COES, ya que su naturaleza pasa por la adopción de políticas públicas en el tema de la seguridad, y el periodo de análisis y control escapa del interés de los generadores.

Es importante reconocer que la estructura (tipo, tamaño, ubicación) de la reserva afecta los pre-cios de corto y largo plazo, por tanto, al ser los precios el principal interés de los generadores, y no la garantía de suministro, entonces, mediante el control de la reserva se condicionaría el precio a esperar.

26Elevación del precio de la energía en el COES muy por encima del precio regulado, lo que conllevó a un desincentivo a contratar entre los generadores y sus clientes.

Capítulo III



70

Las modificaciones introducidas en julio del 2006 a la LCE, son incompletas ya que no introduce un control real de la garantía de largo plazo, y además, no ofrece desde un punto de vista admi-nistrativo una seguridad al inversionista en generación de que la reserva será razonable.

Además, en dicha modificación se hace hincapié en que el distribuidor, mediante contratos de largo plazo, es el que debe garantizar que su demanda esté cubierta, dejándole toda la respon-sabilidad por los errores en el pronóstico.

Debido a lo anterior, y teniendo en cuenta que buena parte de las empresas distribuidoras son de naturaleza estatal, y que las distribuidoras no son responsables del mercado libre, entonces se percibe que la mejor opción para las distribuidoras es tener una previsión conservadora (tasa baja de crecimiento) y un horizonte de planeamiento más corto, ya que los errores que puede conllevar la sobre-contratación son errores de gestión no reconocidas en las tarifas.

Por otra parte, tal como se demuestra en este documento, sólo las centrales o empresas gene-radoras con bajo costo de producción (por debajo de la Tarifa Base regulada por OSINERGMIN) tienen el incentivo de contratar, mientras que las centrales de alto costo son utilizadas sólo para rentar en el mercado de corto plazo o spot, administrado por el COES.

De acuerdo con lo anterior, la existencia de una oferta abundante de parte de los generadores para cubrir los contratos de largo plazo de las distribuidoras podría ser una ilusión, ya que no está demostrada la rentabilidad de contratar para todos los generadores, teniendo en cuenta el riesgo hidrológico al que está sometido el sistema.

Por tanto, se hace necesario implementar el control de reserva y, a la vez, la incorporación de la garantía de que el Precio en Barra (o precio de largo plazo de generación) no se desplome por efectos de “shocks” de oferta en el corto plazo (inclusión de nuevas tecnologías de bajo precio y grandes tamaños de las unidades).

En las modificaciones, de los años 2005 y 2006, introducidas a la LCE se trató de reducir la discrecionalidad en el cálculo del Precio en Barra con el objeto de reducir el riesgo al posible desplome de dicho precio y a la vez conseguir contratos de largo plazo con el mercado regula-do. La modificación del año 2005 (reducción del periodo de proyección tarifaria de 4 a 2 años) significó un incremento de la Tarifa en Barra pero no eliminó el problema de falta de contratos y de seguridad del suministro a largo plazo.

De la modificación del año 2006 se puede concluir lo siguiente:

Falta de control de la demanda total (cliente libre y regulado).•

Falta de incentivos a las distribuidoras (privadas y estatales) para contratar a largo pla-• zo, o bien, existe mucho riesgo para las distribuidoras que se puedan equivocar en la compra a largo plazo.

No es rentable para todos los generadores contratar, lo que origina que la demanda no • se pueda cubrir con contratos.

Hay un incentivo muy alto, para los generadores, a retrasar la entrada de unidades con • el objeto de mantener el precio de largo plazo en un valor alto. No hay incentivo para mejorar la oferta de generación porque esta redunda en una caída del precio que puede ser no controlada.


71

No hay incentivo real para la cogeneración o generación distribuida dentro del sector • eléctrico (los incentivos están en el sector gas natural).

La tarifa de largo plazo (Precio en Barra) está concebido como un costo económico del • conjunto de generación, pero no garantiza que una determinada tecnología recupere sus costos. Esto fomenta que sólo las centrales de bajo costo estén incentivadas a con-tratar, dejando la reserva sin ninguna garantía.

No hay un mercado claro para el pago de la reserva y los incentivos para buscar su efi-• ciencia.

Tratamiento de los costos fijos por transporte de gas natural (contrato a firme) que hoy • son soslayados por la existencia de la Garantía por Red Principal. Se requiere un meca-nismo para que dentro del sector eléctrico se resuelva este problema.

Falta de control en la cadena de suministro de electricidad y gas natural para reducir el • riesgo de falla de corto plazo.

Falta conciliar el desarrollo del sector eléctrico con el del gas natural (transporte eléc-• trico y transporte de gas natural) de tal forma de incentivar la desconcentración de las centrales de generación y minimizar los posibles efectos a la pérdida de algún sistema de transporte.

La revisión del pasado demuestra que las tarifas a nivel global han estado bien, y que el pro-blema se debe a la volatilidad de las mismas, a los cambios en los combustibles y a la entrada de nuevos proyectos que incrementan los riesgos para los generadores que aún tienen mucho que recuperar.

Por el lado de la reserva, se observa que un margen entre 20% y 30% otorga la seguridad al sistema de poder hacer frente a eventos hidrológicos y a posibles fallas de algunas unidades.

Finalmente, el modelo de pago de la generación con exigencia de contratos de suministro funciona bien para las máquinas de base que tienen un bajo costo, pero para las máquinas de punta y las de Reserva el mecanismo de recuperación ya no son los contratos, por lo que el sistema debe tener una garantía de recuperación si se quiere tener una reserva adecuada.

Por lo tanto, a nivel global existe el complemento de las máquinas de base con la máquinas de punta, pero a nivel particular y, en especial, cuando hay que hacer frente a contratos, las máquinas de base tienen predilección en los contratos y, en consecuencia, la exigencia de tener toda la demanda contratada se enfrenta a una barrera tecnológica que sólo se resuelve si se está frente a un monopolio de generación.

Ante ello, debemos tener claro que el sistema usado en el Perú presenta restricciones que ha-cen que el precio real sea superior al precio teórico, y, por lo tanto, no debemos preocuparnos tanto por el precio sino por la seguridad de largo plazo y cómo podemos estar tranquilos de alcanzar dicha seguridad.

1. Problemática del sectorEl problema del sector se reduce a tener el número suficiente de unidades que minimice el riesgo de falla en el abastecimiento del suministro, considerando además los problemas en el transporte de energía (electricidad y gas natural).


72

Lo que se observa es que las señales de precios son contradictorias, tanto para el inversio-nista como para el regulador. Por ejemplo, el regulador y los clientes esperan que las nuevas unidades de generación reduzcan los precios, mientras que el inversionista espera que los precios sean lo suficientemente altos como para pagar sus inversiones.

Dentro de la esfera de nuestro sistema regulatorio, con un mercado pequeño y poco atrac-tivo para nuevos operadores, es razonable pensar que los inversionistas ya presentes tie-nen un poder sobre el mercado que controlan, y además, si éstos desean que el precio no se deprima ante la entrada de nueva generación, el mismo sistema los llevará a coordinar y programar las inversiones que hagan sostenible el precio, para esto pueden conformar “club” de coordinación (SNMPE27, COES y otros).

Para lograr una verdadera competencia en la generación, se debe quitar el miedo que trae-ría una competencia aguerrida (que sucedería en un mercado más apetecible que el nues-tro) que es el desplome los precios por debajo de los costos medios de largo plazo de la nueva generación. Ante este temor, los generadores reaccionan programando sus unidades sin importarles el riesgo de falla, ya que el sistema actual no responsabiliza a nadie por la mala garantía de suministro a largo plazo.

Las soluciones adoptadas en la Ley 2883228 se enfocan en que los clientes son los respon-sables de definir su futuro y por lo tanto a asegurar su suministro mediante contratos. Este planteamiento presenta problemas, debido a que los clientes no se enfocan en el largo plazo, ya que este tiene muchas incertidumbres y por tanto el horizonte de su previsión es más corto. Además, los generadores no contratan toda su oferta ya que buena parte de ella tiene costos altos y no existe en el sistema un “seguro” contra el año seco.

Por todas estas razones, la Ley 28832 debe ser mejorada para introducir la garantía del sumi-nistro a largo plazo y la seguridad de que el posible sobre-equipamiento no conllevará a un desplome en los precios que perjudique al capital privado. Además, debe decidirse si:

• Existe un control de los contratos para la totalidad de los clientes.

• La demanda contratada incluye también a la reserva.

• Se separa el pago del mercado de reserva.

• Se agrega el control de la cadena de abastecimiento (gas y electricidad).

Por todo esto, la propuesta es ofrecer, ahora, a los inversionistas que un equipamiento segu-ro no traerá el desplome del precio por debajo del costo medio de desarrollo de largo plazo. Se propone que dicho costo medio se ubique entre las tecnologías de generación más fáciles de evaluar que son: ciclo simple y ciclo combinado y que la revisión tecnológica se haga cada 5 años. Para el inicio el precio mínimo del cual no debería bajar el precio monómico de ge-neración será el promedio entre el ciclo simple y ciclo combinado operando en Chilca.

De acuerdo a un análisis efectuado por los especialistas de la Gerencia Adjunta de Regula-ción Tarifaria (GART) de OSINERGMIN, la problemática del sector energético se resume en los siguientes puntos:

• Alta tasa de crecimiento de la demanda de electricidad (10% anual) y del gas natural (mayor al 35% anual).

• Ausencia de programas de administración de la demanda.

• Crecimiento de la generación eléctrica basada totalmente en gas natural (26% anual en la última década).

27Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía28Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.


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• Reducción sostenida de la reserva operativa de generación (agosto 2008: 0%).

• Alta volatilidad de la hidrología, que implica mayores requerimientos de reserva de ge-neración a gas natural basada en tecnología de ciclo simple.

• Capacidad del ducto insuficiente (gas natural), por congestión en tramo de la costa con restricciones de suministro.

• El sistema requiere ampliaciones de capacidad de gasoductos y plantas de producción (provisiones consideradas para el 2009-2012).

• Falta de información sobre nuevas reservas.

• Precio de gas natural distorsiona su uso eficiente.

• Desarrollo descoordinado de infraestructura de gas natural y electricidad.

Para comprender la problemática, primero se debe entender la regulación del sistema eléc-trico en el país.

1.1. Regulación del sistema eléctrico peruano

Desde el punto de vista del Estado el servicio eléctrico es esencial para el desarrollo econó-mico del país y se pretende que sea un servicio universal; asimismo es un servicio público que se brinda a través de un monopolio natural, que requiere ser regulado para evitar que su posición de dominio se traduzca en formas de abuso al usuario.

Desde el punto de vista de los usuarios se requiere que las condiciones del producto y de servicio sean útiles para el cliente y se busca que el usuario pague una tarifa justa; mien-tras que para los proveedores se requieren reglas que permitan predecir ingresos que justifiquen el retorno razonable de la inversión.

El Gráfico Nº 3.1 muestra el antes y el después de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Gráfico Nº 3.1Comparación: antes y después de la LCE

Fuente: Propia

El modelo de regulación en el Perú se rige con la división del negocio en tres actividades: generación, transmisión y distribución. La primera se traduce en la producción de electri-cidad por medio de centrales eléctricas que transforman la energía hidráulica o térmica

D DDDDDD

T

G G G G G

Modelo anterior Modelo actual


74

en electricidad; la segunda, es el transporte de electricidad en niveles altos de tensión que permiten un alto flujo de electricidad, y la tercera se traduce en el transporte de la electricidad en baja tensión hasta la puerta del cliente final, tal como se puede obser-var en el Gráfico Nº 3.2.

Gráfico Nº 3.2Cadena de Valor de la electricidad

Fuente: Propia

a) GeneraciónPara realizar la actividad de generación se requiere permiso del Estado, ya que para desarrollar centrales hidráulicas es necesaria una concesión debido al uso de recur-sos renovables (agua) que son propiedad de la Nación.

Asimismo, para desarrollar centrales térmicas se requiere permisos de operación, debido a que la mayoría de recursos son bienes públicos, y en caso de la geotermia y las centrales nucleares se exige concesiones especiales.

En esta actividad, el generador tiene derecho a vender su energía a dos mercados: mercado de contratos y mercado COES o spot. En el mercado de contratos el ge-nerador sólo puede vender a clientes libres (con capacidad contratada o demanda mayor o igual a 1 000 kW o 1 MW) y a distribuidoras; estos contratos de generación son libres y de naturaleza pública. Mientras que el mercado spot no requiere firmar un contrato, ya que las reglas de conexión y operación son definidas por el COES, el generador puede vender potencia firme y energía producida, el precio de la poten-cia es definido por el COES de acuerdo a un procedimiento específico, y el precio de la energía es igual al Costo Marginal.

b) TransmisiónPara realizar la actividad de transmisión se planifica la expansión y se otorga permi-so de concesión por el uso de bienes públicos. El transmisor no comercializa electri-


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cidad sólo brinda el servicio de transporte, no se requiere contratos con el cliente, ya que estos pueden usar la capacidad disponible dado por el Criterio de Acceso Abierto. Las tarifas son reguladas y se calculan según el costo medio de largo plazo.

Hasta el año 2006 las líneas se clasificaban en: Sistema Principal y Sistema Secundario (asociado a la generación y asociado a la demanda o distribución, especial), y a partir de este año se clasifican en: Sistema Garantizado (definido en el Plan de Transmisión y promovido por el Estado), y Sistema Complementario (realizado por algún agente).

c) DistribuciónPara realizar la actividad de distribución, las empresas distribuidoras necesitan una concesión para operar en determinada área geográfica. Estas concesiones son exclu-sivas, es decir, no puede haber dos distribuidoras en una misma área geográfica. Esta actividad es regulada para todos sus clientes.

La distribución se clasifica en: Media Tensión (30 kV, 10 kV, 13,2 kV, 22,9 kV) y Baja Ten-sión (220 V, 380 V). La distribuidora tiene que asegurar la entrega del producto en con-diciones de calidad estándar. La distribución eléctrica puede ser aérea o subterránea.

El Gráfico Nº 3.3 resume el mercado eléctrico peruano.Gráfico Nº 3.3

Resumen del mercado eléctrico peruano

Fuente: Propia

2. Sistema Energético ActualEn un estudio efectuado por los especialistas de la GART se determinó que para el año 2008 el sistema eléctrico central tendrá una capacidad instalada de 3 535 MW, de los cuales 1 555 MW corresponderán al gas natural de Camisea, 1 806 MW a centrales hidráulicas ubicadas en la cercanía y los restantes 174 MW a las centrales térmicas de Aguaytía, tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.1.


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Cuadro Nº 3.1Capacidad instalada en el Sistema Central MW

Nota: Edegel incluye Huanchor, Yanango y Chimay.Fuente: Propia - Perseo

Las centrales térmicas que operan con el gas de Camisea se ubican en el departamento de Lima y se abastecen mediante gasoductos operados por TGP y Cálidda.

Adicionalmente, las centrales de Ventanilla y Santa Rosa, propiedad de Edegel, pueden ope-rar con combustible Diesel Nº2, que es abastecido desde la refinería la Pampilla (Repsol) y la planta de ventas Callao (Petroperú).

Gráfico Nº 3.4 Sistema energético actual (1998)

Fuente: Propia

Chimbote

Paramonga

Zapallal48 MB

Ducto de Líquidos

VentanillaGas 462 MW

D2 308 MW

Ducto Cálidda (20" y 14")Chavarría

Camión Cisterna

Santa RosaGas 228 MWD2 124 MW

City Gate Lurín San Juan

Gas 525 MWD2 0 MW

Chilca

174 MW

204 MW

736 MW

866 MW

Ducto TGP (18") Ayacucho

DuctoTGP (32")Ducto TGP (24")Humay

Independencia

Planta CallaoDisponible Diesel

Total 477 MB

ConchánDisponible Diesel

Total 426 MB

Planta ChimboteDisponible Diesel

Total 136 MB

PampillaDisponible Diesel

Total 775 MB

Sistema Edegel Hidro

Sistema Electroperú

Hidro

Ventanilla

Sta Rosa

Enersur

Globeleq

Sistema Camisea

Sistema AguaytíaTérmico

SistemaElectroandes

Hidro

Gas 340 MWD2 0 MW


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Desde el punto de vista del abastecimiento de combustible necesario para que las plantas eléctricas operen, en reemplazo del gas natural se dispone de almacenamiento de Diesel Nº2 en un tamaño equivalente a 1,7 millones de barriles. Dicho almacenamiento es capaz de suministrar la demanda nacional de este combustible (65 mil barriles por día) hasta por 26 días, lo cual es muy superior a lo exigido en las normas de comercialización (15 días).

En el caso de la demanda de electricidad en Lima, en 2007, la demanda máxima fue de 1 509 MW, mientras que para el año 2008 se ha previsto una demanda de 1 660 MW, según se observa en el Cuadro Nº 3.2.

Cuadro Nº 3.2Demanda de Electricidad en Lima

Nota: Año 2007 estimado con información a setiembre. 2008 proyectado.Fuente: Propia

En consecuencia, el exceso de oferta de generación eléctrica en Lima pone de manifiesto la categoría de región exportadora de la ciudad capital, por lo que el sistema de transporte eléctrico debe hacer frente a volúmenes crecientes de energía desde el centro del país hacía el norte y sur.

Por otro lado, sólo la central de Ventanilla (340 MW) y parte de Santa Rosa (124 MW) están en capacidad de generar electricidad en base al Diesel Nº2. Ventanilla no puede producir los 462 MW de su ciclo combinado con este combustible por problemas con los gases calientes, según se muestra en el Cuadro Nº 3.3.

Cuadro Nº 3.3Requerimiento de Combustibles de Centrales Térmicas de Lima

Fuente: Propia

En consecuencia, la instalación de centrales térmicas en Chilca basadas únicamente en gas natural significa, que en caso de falla en el suministro del gas no se contará con 865 MW en el sector eléctrico. Una de las causas por la que los generadores térmicos a gas natural no colocan redundancia en combustible pasa porque los incentivos para garantizar la operación de la unidad no están correctamente colocados, ya que la potencia y energía firme se paga sin un compromiso de operación mínima.

Energía Potencia Energía PotenciaTWh MW TWh MW

Edelnor 5,23 746 5,75 821 10%Luz del Sur 5,35 763 5,88 839 10%

Total 10,58 1 509 11,64 1 660 10%

Año 2007 Año 2008

Crecimiento


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En el contexto actual, si se desea garantizar la operación de la central por al menos 5 días, se debe disponer de 35,5 millones de m3 de gas natural o en su defecto 235 mil barriles de Diesel Nº2, si se incluye la opción de la operación dual de las centrales de Enersur y Globeleq (Ver Cuadro 3.4)

Cuadro Nº 3.4Garantía de combustibles para superar falla en suministro de gas natural

Fuente: Propia

De acuerdo con lo anterior, para la operación de las centrales de Lima en gas natural se requiere 7,1 millones de m3 por día o 47 mil barriles de Diesel Nº2 por día, si se considera a Globeleq y a Enersur en operación dual.

A julio de 2008, la paridad de importación del Diesel Nº2 es 116,2 dólares por barril, lo que se traduce en un costo variable de producción de electricidad de 219,3 dólares por MWh.

2.1. Garantía por LNG29

La opción de colocar redundancia en el gas natural vía plantas de LNG cercanas a las cen-trales que operan en Lima significa un costo de inversión total de 434 millones de dólares. Si esta cifra se divide entre la capacidad instalada de las centrales térmicas se obtiene un costo medio de instalación de 279 dólares por KW. Este costo es semejante a la instalación de una turbina de gas natural.

En el Gráfico Nº 3.5 se presenta el sistema eléctrico con el sistema de gas natural. Las plantas de LNG son representadas mediante cubos donde se señala la capacidad de al-macenamiento de LNG (miles de TM30), la capacidad de regasificación (miles de m3/h) y el costo de inversión total.

En el Cuadro Nº 3.5 se determina la demanda de gas natural licuado necesario para la operación de las centrales térmicas.

29Gas Natural Licuado30Toneladas Métricas


79

Gráfico Nº 3.5Sistema energético actual (1998) con garantía de gas natural

Fuente: Propia

Cuadro Nº 3.5Necesidad de LNG para cubrir la falla esperada

Fuente: Propia

El tamaño de la planta de licuefacción responde al volumen total a almacenar y al periodo de tiempo necesario para licuar dicho volumen. De acuerdo con los volúmenes obtenidos y considerando un periodo de llenado de 30 días, se requiere una planta de 1 689 m3 por día de líquidos en Chilca y otra de 870 m3 por día en Edegel.


80

Cuadro Nº 3.6Tamaño de la Planta de Licuefacción

Fuente: Propia

De acuerdo con los costos estimados en el Documento de Trabajo 01-2007-GART/DGT31, la inversión en plantas de licuefacción es igual a 274 mil dólares por cada TM/día de lí-quidos.

La planta requiere depósitos criogénicos para almacenar el gas natural requeridos por las centrales y los usos propios de la planta. De acuerdo con lo señalado, la capacidad de los depósitos debe ser 51 mil m3 de líquidos en Chilca y 26 mil m3 de líquidos en Edegel.

Si se tiene en cuenta un costo de inversión de 400 dólares por m3 de líquido, se puede determinar los costos de inversión en la planta criogénica.

Cuadro Nº 3.7Tamaño del Depósito Criogénico

Fuente: Propia

La siguiente etapa del proceso corresponde a la Planta de Regasificación, donde el volu-men de gas regasificado obedece a la necesidad de producción de electricidad. De acuerdo con los cálculos, la planta de Chilca debe tener una capacidad de 195 mil m3 por hora de gas, mientras que la planta de Edegel debe tener una capacidad de 100 mil m3/h de gas.

Cuadro Nº 3.8Tamaño de la Planta de Regasificación

Fuente: Propia

31 ‘Riesgo de Indisponibilidad del Ducto de Camisea en el Sector Eléctrico’, elaborado para OSINERGMIN por especialistas de Latin Bridge Business (dirigido por Esteban Serra Mont) y de la GART (Víctor Ormeño, Daniel Camac, Manuel Uribe y Jaime Mendoza).

30 díasTiempo de llenadoConsumo propio 15%

m3 liq / día TM liq / día millón US$Chilca / Conchán 1 689 706 194

Lima / Pampilla 870 364 100293

Inversión 274 mil US$ / (TM/d)

Inversión 400 US$ / m3 liqFactor Uso 78%

m3 liq millón US$Chilca / Conchán 50 682 20,3

Lima / Pampilla 26 109 10,430,7


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El costo unitario de inversión en la planta de regasificación equivale a 188 dólares por m3/h de gas procesado, por lo tanto, los costos de inversión ascienden a 36,6 y 18,9 millo-nes de dólares en Chilca y Edegel, respectivamente.

Debido a que las turbinas operan a una presión de 30 bar se requiere adecuar el gas na-tural para dicha presión, por lo que se hace necesario la instalación de compresores. Se asume que la presión de almacenaje en los depósitos criogénicos es la presión atmosféri-ca, y que a la salida de la planta de regasificación se tiene una presión de 5 bar.

El tamaño de la planta de compresión depende de la relación de compresión y del flujo de gas natural. De acuerdo con los datos asumidos se tiene que las plantas de compresión en Chilca y Edegel son de 14,4 y 7,4 miles de HP32, respectivamente.

Cuadro Nº 3.9Planta de compresión del gas natural

Fuente: Propia

El costo de inversión en centrales de compresión esta alrededor de 2 500 dólares por HP comprimido. Por lo tanto, la inversión total es de 54,5 millones de dólares.

En el Cuadro Nº 3.10 se resume los costos de inversión de todos los elementos involucra-dos en la planta de “peak shaving”. El costo en Chilca y Edegel es de 286 y 148 millones de dólares, respectivamente.

Cuadro Nº 3.10Resumen de inversiones en LNG (Millón US$)

Fuente: Propia

Si se divide el costo total entre la capacidad de producción de electricidad se obtiene un costo medio de inversión para Chilca y Edegel de 331 y 241 dólares por kW instalado.

El costo medio de inversión en Chilca es más caro que el de Edegel debido a que las cen-trales de Chilca son de ciclo simple, por lo que estas requieren más gas por kW de lo que requieren las centrales de Edegel, que en buena parte son de ciclos combinados.

Para definir los costos variables, se debe de evaluar el costo del gas natural comprado por las plantas para abastecer a las centrales más el consumo propio de la planta. Según los

32Horse Power (Caballos de fuerza)

5 Bar30 Bar

P InicialP Final

Inversión 2 500 US$ / HPConsumo Propio

millón pc/d HP millón US$ millón pc/dChilca / Conchán 165,5 14 379 35,9 8,2Lima / Pampilla 85,3 7 407 18,5 4,2

250,8 21 786 54,5 12,5

Licuefacción Almacenamiento Compresión TotalChilca / Conchán 194 20 37 36 286Lima / Pampilla 100 10 19 19 148

Total 293 31 55 54 434

MW Millón US$ US$ / kWChilca / Conchán 865 286 331Lima / Pampilla 690 148 214

Total 1 555 434 279


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cálculos, la planta requiere comprar 43,8 millones de m3 de gas natural para un consumo de 35,5 millones de m3.

Cuadro Nº 3.11Costo variable por compra de gas natural para LNG

Fuente: Propia

Si se considera que el precio del gas natural, en Chilca y Edegel es igual a 94,6 y 102,9 dólares por millar de m3, respectivamente, se puede determinar los costos por compra de gas natural.

Cuadro Nº 3.12Costo variable del LNG

Fuente: Propia

Los resultados para Chilca y Edegel arrojan que el costo variable es igual a 33 y 25,8 dóla-res por MWh. De nuevo, el menor costo en Edegel se debe al ciclo combinado.

Cuadro Nº 3.13Parámetros Financieros

Fuente: Propia

Usuarios Licuefacción Compresión Total Usu/TotalChilca / Conchán 165,5 30,7 8,2 204,4 81%Lima / Pampilla 85,3 15,8 4,2 105,3 81%

Total 250,8 46,5 12,5 309,7 81%

Usuarios Licuefacción Compresión TotalChilca / Conchán 4,7 0,9 0,2 5,8Lima / Pampilla 2,4 0,4 0,1 3,0

Total 7,1 1,3 0,4 8,8

Total Fallado 35,5 6,6 1,8 43,8

Millón pc/d

Millón m3/d

Millón m3

Precio del Gas Natural

Gas RP TotalChilca / Conchán 56,7 37,9 94,6Lima / Pampilla 56,7 46,2 102,9

Costo del Gas Natural

Usuarios Licuefacción Compresión Total US$ / MWhChilca / Conchán 2,22 0,41 0,11 2,74 33,0Lima / Pampilla 1,24 0,23 0,06 1,53 25,8

Total 3,46 0,64 0,17 4,27 30,0

US$ / mil m3

Millón US$

Periodo años

meses

Tasa anual

mensual

FRC anual

mensual

20

240

12,0%

0,9%

13,4%

1,1%


83

Si se tiene en cuenta los costos financieros del sector eléctrico, se pueden determinar los costos fijos anuales y el costo variable de la alternativa presentada.

Cuadro Nº 3.14Resumen de Costos Anuales por LNG

Fuente: Propia

En el Cuadro Nº 3.14 se aprecia que el costo fijo medio es igual a 45,7 dólares por kW-año, mientras que el costo variable medio es igual a 30 dólares por cada MWh.

2.2. Garantía por DieselEl sistema de back up utilizando Diesel Nº2 se apoya en la existencia de plantas de al-macenamiento de combustibles muy cercanas a las centrales, por lo que, la provisión de combustible se puede hacer en forma rápida y a bajo costo.

Gráfico Nº 3.6Sistema energético actual (1998) con seguridad de Diesel Nº2

Fuente: Propia

3%Inversión

US$/kW-añoO&M

US$/kW-añoTotal Fijo

US$/kW-añoVariable

US$ / MWhChilca / Conchán 44,3 9,9 54,3 33,0Lima / Pampilla 28,6 6,4 35,0 25,8

Total 37,4 8,4 45,7 30,0


84

De acuerdo con los estándares de diseño para los tanques de almacenamiento ubicados en las plantas eléctricas, se requiere 0,16 barriles de almacenamiento por cada kW insta-lado de la central. Además, el costo de inversión en los tanques equivale a 47,7 dólares por cada barril.

De acuerdo con lo señalado, se puede determinar el almacenaje necesario en cada plan-ta con el objeto de hacer frente a una escasez en el gas natural. Al final, el costo de los tanques equivale a 7,6 dólares por kW instalado de la central.

Cuadro Nº 3.15Necesidad de almacenamiento de Diesel Nº2

Fuente: Propia

Como parte de los supuestos se ha asumido que la central requiere un ducto de líquidos, necesario para conectar el tanque de la central con los tanques de almacenamiento en la refinería o planta de ventas. El costo del ducto equivale a 3,7 dólares por kW instalado.

Cuadro Nº 3.16Inversión en ductos de líquidos

Fuente: Propia

Finalmente, para que la central opere con Diesel Nº2, esta debe estar preparada para operar en forma dual (gas natural – Diesel Nº2) por lo que debe reconocerse un costo extra por dualidad. Dicho costo extra equivale a 20 dólares por kW instalado.

Cuadro Nº 3.17Costo de dualizar (gas natural/Diesel Nº2) las turbinas de gas

Fuente: Propia


85

En resumen, el costo de inversión adicional, para que operen las centrales en forma dual, equivale a 24,7 dólares por kW instalado, tal como se puede observar en el Cuadro Nº 3.18.

Cuadro Nº 3.18Inversión total del sistema de garantía con Diesel Nº2 (US$/kW)

Fuente: Propia

Este costo de inversión puede ser convertido en un costo fijo anual considerando los parámetros financieros utilizados en el sector eléctrico. Además, el costo variable corres-ponde al costo del Diesel Nº2 que es igual a 219,3 dólares por MWh, tal como se muestra en el Cuadro Nº 3.19.

Cuadro Nº 3.19Resumen de Costo Anual del Sistema de Garantía con Diesel Nº2

Fuente: Propia

3. Alternativa para incrementar la seguridad del sistema energético actualEn la comparación entre las alternativas se aprecia la diferencia en los costos fijos y varia-bles para suministrar la energía en una situación de emergencia. De acuerdo con lo señala-do en la tabla resumen, un alto costo fijo (LNG) produce un bajo costo de operación (US$/MWh) mientras que un bajo costo fijo (Diesel Nº2) produce un alto costo de operación.

Cuadro Nº 3.20Resumen de costos de alternativas de seguridad

Fuente: Propia

La solución de este problema pasa por la determinación del tiempo de indiferencia entre uno y otro proyecto (tiempo óptimo), que significa un tiempo de 9,2 días.

Si se tiene en cuenta que el diseño de la planta de LNG obedece a una garantía de sumi-nistro de 5 días, entonces queda claro que el proyecto de redundancia vía la provisión de Diesel Nº2 es la más económica, ya que no presenta fuertes costos fijos y porque además existe ya muy buena parte de la infraestructura construida.


86

Hay que recalcar que ante un costo de racionamiento de 3 500 dólares por MWh, las al-ternativas presentadas son rentables para tiempos de racionamientos superiores a las 16 horas.

Gráfico Nº 3.7Comparación de alternativas de seguridad

Fuente: Propia

Gráfico Nº 3.8Comparación del costo fallas y costos de seguridad

Fuente: Propia

4. Seguridad en el sistema energético futuroDe acuerdo a los resultados obtenidos, el desarrollo futuro del sector eléctrico basado en el gas natural, debe apoyarse en un back up de las centrales duales que operen con Diesel Nº2, y que además, debe orientarse la instalación a zonas cercanas a las plantas de venta de combustibles que existen actualmente.


87

Gráfico Nº 3.9Expansión del sistema energético con garantía basada en Diesel Nº2

Fuente: Propia


88

Adicionalmente, el proyecto de Perú LNG33, permitirá tener un nuevo gasoducto desde Ayacucho hasta Pampa Melchorita que incrementaría la seguridad del sistema de gas na-tural (line pack).

Ante ello, se debe replantear el desarrollo de los ductos para que las ampliacio-nes que TGP deba hacer en la costa, desde Pampa Melchorita a Lurín, considere un mayor diámetro que permita transportar gas natural hasta Chimbote, de tal forma de desconcentrar la generación térmica en Lima y aliviar el sistema de transmisión eléctrica.

El sistema térmico de gas natural localizado a futuro en Chimbote deberá contar con la redundancia en los almacenamientos de Diesel Nº2 de la actual planta de venta.

5. Valor de la electricidadTodo programa de planeamiento de la seguridad de suministro se basa en definir cuál es el costo para los usuarios de no contar con el producto suministrado, ya que si el costo de racionar es pequeño, le conviene al suministrador no entregar el producto y pagar la com-pensación.

En el caso del Perú, el costo de racionar la energía considerada en el modelo Perseo y otros es de 250 dólares por MWh, cifra muy inferior al costo que actualmente tiene la electricidad para el país. La determinación de esta cifra obedece al costo de sustituir la energía no suministrada por una fuente propia durante un corto periodo de tiempo.

Actualmente el costo del Diesel Nº2 supera los 116 dólares por barril, sin impuestos, lo cual en una turbina de gas natural, con 33% de rendimiento, significa un costo variable de 219 dólares por MWh. Por esta razón, el costo de racionamiento en la actualidad es muy bajo comparado con el costo variable de la autoproducción, y además, se debe tener en cuenta los otros costos asociados a obtener energía a corto plazo.

Para definir el costo de racionar la energía eléctrica a nivel nacional se plantea que el Pro-ducto Bruto Interno (PBI) del país es el resultado de una serie de insumos, siendo uno de ellos la electricidad.

( , )PBI f Electricidad Otros=

De acuerdo con esta función, la variación del PBI respecto de la producción nacional de elec-tricidad corresponde al costo marginal que la electricidad tiene dentro del PBI, o dicho de otra forma, el impacto que tendría en el PBI el no contar con una unidad de energía (costo de racionamiento).

PBICostoFallaElectricidad

∂=∂

En los Cuadros Nº 3.21 y 3.22 se muestra la evolución del PBI nacional y de la producción de electricidad a nivel nacional.

33Empresa encargada de la Planta de Licuefacción de gas natural, ubicada en Pampa Melchorita, aproximadamente a 170 Km al sur de Lima.


89

Cuadro Nº 3.21Evolución del PBI (valores nominales) y producción de electricidad

Fuente: Propia

Cuadro Nº 3.22Evolución del PBI (valores constantes) y producción de electricidad

Fuente: Propia

En el Gráfico Nº 3.10 se aprecia que el costo del racionamiento (pendiente de la curva), a pre-cios del 2006, es de 10 638 Nuevos Soles por MWh, lo cual equivale a 3 500 dólares por MWh.

Gráfico Nº 3.10 PBI (en NS/.) y producción de electricidad

Fuente: Propia


90

De igual forma, en el Gráfico Nº 3.11 se aprecia que el costo del racionamiento (pendiente de la curva) es de 4 059 dólares por MWh, pero se tiene un factor de correlación menor al ante-rior. La diferencia entre este valor (4 000) y el determinado en el gráfico anterior (3 500) radica en que si se hace un análisis en dólares se tiene el problema del tipo de cambio, que en los últimos años ha descendido lo cual ha incrementado en demasía la pendiente de la curva.

Gráfico Nº 3.11PBI (en US$) y producción de electricidad

Fuente: Propia

Por lo expresado, el costo de racionar electricidad para el total de la economía debe ser de 3 500 dólares por MWh y la forma de considerarlo en los modelos de simulación de la ope-ración del sistema eléctrico debe adaptarse al hecho de que en el sector eléctrico ya se paga a los generadores eléctricos un ingreso fijo que es la potencia.

Adicionalmente, en el Gráfico Nº 3.12 se muestra el costo marginal de la electricidad para el país y el efecto medio de un MWh en el PBI. Ciertamente, el costo marginal representa el menor valor del efecto de la electricidad en el PBI.

Gráfico Nº 3.12Efecto de la electricidad en el PBI

Fuente: Propia


91

6. Situación del sector energéticoEn agosto de 2008 se presentaron dos “apagones” en distintos distritos de Lima, en esa co-yuntura las empresas Luz del Sur y Edelnor, distribuidoras de energía eléctrica en la capital del país, manifestaron que el “corte de luz” se debió a una falta de suministro de gas natural a las empresas generadoras.

El 02 de agosto de este año el ministro de Energía y Minas manifestó que existía una con-gestión en el gasoducto de Camisea que se extendería hasta el 30 de setiembre de 2009, lo cual, en la práctica, según expertos, significa que se racionaría el suministro de gas natural para las centrales térmicas que utilizan el gas para generar energía eléctrica34.

Asimismo, reconoció que el país atravesaba una situación delicada por el tema del raciona-miento, por las escasas lluvias para alimentar a las plantas hidroeléctricas y que el gasoduc-to estaba congestionado, razón por la que varias termoeléctricas a gas natural no funcionan a plenitud.35

El sistema actualmente funciona con una reserva de 8%, en un escenario con lluvias el sis-tema se encuentra en 23% de su capacidad, que corresponde a 340 MW, de los cuales 200 MW se encuentran inutilizados porque no pueden abastecerse de gas natural.

Los meses más críticos, según los especialistas, son setiembre y octubre, debido a la mayor ausencia de lluvias, por lo que hay un riesgo alto de racionamiento y se vendría un escenario de precios altos, para evitar esto se requiere de acciones rápidas.

El Gráfico Nº 3.13 muestra la reserva operativa en el periodo agosto-setiembre 2008, asi-mismo el Gráfico Nº 3.14 muestra la evolución de la reserva.

Gráfico Nº 3.13Reserva Fría del SEIN en máxima demanda

(Periodo del 19/08/2008 al 19/09/2008)

Fuente: Propia

34http://peru21.pe/noticia/213725/no-hay-cortes-luz-programados-no-puedo-adivinar-fallas35El Comercio, ‘Racionalizarían uso de gas natural para enfrentar crisis energética’. Agosto 2008. Lima, Perú. Pág. a2.


92

Gráfico Nº 3.14Evolución de Oferta vs. Demanda

Fuente: Propia

El crecimiento en la demanda de gas natural ha contribuido a que se genere una eventual “crisis” en el oportuno abastecimiento de este hidrocarburo, ya que el crecimiento descon-trolado de la demanda puede generar que para el año 2025 se agoten las reservas de Cami-sea sino se implementa una política energética a largo plazo que se inicie por racionalizar el uso del gas natural, que es principalmente usado en la generación eléctrica.

Los Gráficos Nº 3.15 y 3.16 muestran el crecimiento de la demanda de gas natural, mientras que el Gráfico Nº 3.17 muestra el crecimiento a corto plazo con dependencia exclusiva del gas natural.

Gráfico Nº 3.15Volumen de gas natural transportado diariamente por TGP

En millones de Piés cúbicos diarios (MMSPCD)25 de agosto 2004 - 18 agosto 2008

Fuente: Propia


93

Gráfico Nº 3.16Evolución de máxima demanda de gas natural

Fuente: Propia

Fuente: Propia

La energía siempre ha sido un tema estratégico para los países, sobre todo si se considera el costo que significa para cada país el no tener dicha energía.

En el caso del Perú, la electricidad contribuye de manera importante al crecimiento del país, al tener un costo de oportunidad para el país equivalente a US$ 4 000 por cada MWh vendido.

La importancia de la energía hace que el país trace su objetivo nacional de acuerdo con tres vectores estratégicos: independencia energética, seguridad y oportunidad del suministro y medio ambiente. Estos vectores confluyen en el costo que estaría dispuesto a pagar el país por respetar sus líneas estratégicas.

El sector eléctrico del país está en continua evolución, desde hace 20 años, de una predominancia hídrica a una participación igualitaria entre gas natural e hidroenergía.

Esta evolución es producto de las crisis sufridas en el sector eléctrico que llevaron a replantear la necesidad de buscar una mezcla segura entre las dos fuentes energéticas mayoritarias con las que cuenta el país (hidroenergía y gas natural).

Actualmente el sector eléctrico crece a una tasa del 10% anual, lo cual significa un incremento anual de nueva generación del orden de 440 MW. En el año 2015, de seguir la tendencia, la demanda sería de 8 574 MW y el crecimiento anual, en dicho año sería de 857 MW. Es en este nivel de crecimiento donde la instalación de grandes centrales hidroeléctricas es económicamente viable, por tanto, el país no debe sacrificar los proyectos más rentables de generación hídrica comprometiéndolos a demandas externas ya que estas se necesitarán pronto.

2005

2006

2007

50%

36%

66%


94

El desarrollo del gas de Camisea debe verse, sobre todo en el campo eléctrico, como la transición natural del país hacia una seguridad mayor, donde al aprovechar la ventaja del gas natural, en oportunidad y tamaño de escala, se puede lograr un crecimiento seguro y económico a largo plazo.

Gráfico Nº 3.17Concepción hidro y gas natural en el sector eléctrico

Fuente: Propia

Gráfico Nº 3.18El problema del crecimiento

¿Quién garantiza el Balance Oferta- Demanda?

Fuente: Propia


95

Actualmente el país enfrenta crecimientos de la demanda eléctrica (más del 10% anual) que es un reflejo del crecimiento de la economía en general. En el tema de la energía se debe reconocer que el país tiene una energía barata (comparada con el resto de países) que influye en la reconversión industrial y en la instalación de nuevas industrias.

Por este crecimiento acelerado tiene su “maldición o inconveniente”: se requiere prever, con suficiente antelación, para instalar la infraestructura (capacidad de transporte y reserva) necesaria que satisfaga el consumo futuro.

Por ejemplo, en el caso eléctrico (2008), si el país creciera al 3% anual, en el 2011 se necesitará tener 408 MW adicionales, cifra que puede ser manejada con cierta facilidad ya que se tiene una reserva de 1 000 MW. En cambio, si el crecimiento es del 10% anual, el crecimiento acumulado en 3 años sería de 1 456 MW, lo cual supera los márgenes de reserva.

7. Conclusiones• El problema actual es la falta de disponibilidad de combustible (gas natural y Diesel) de-

bido al uso ineficiente del gasoducto (ciclos simples requieren 66% más transporte que ciclo combinado) y a la demora en el pago del Fondo de Combustibles que perjudica a los vendedores de combustible.

• Falta de unidades de generación para hacer frente al Año Seco, pues no hay control del tamaño y ubicación de la reserva.

• El COES no tiene mandato efectivo sobre los agentes, ya que sus instrucciones depen-den de la buena voluntad de los mismos.

• Falta de control en asegurar el suministro de electricidad, ya que se ha confiado en que el mercado lo provea sólo por la señal de precios, asimismo, se estimó que el riesgo asumido por los agentes no iba a repercutir en el resto de los usuarios.

• Realizar un planeamiento no es hacer estudios, sino controlar que el futuro deseado se cumpla.

• La energía es un complemento importante del desarrollo nacional y requiere una estra-tegia de planificación a futuro para evitar que la indisponibilidad en algún eslabón de la cadena de suministro origine pérdidas sociales mayores que el pago de una mayor seguridad.

• Actualmente, con los altos costos de los hidrocarburos, queda en evidencia que la in-versión en infraestructura energética (transporte y reserva) es el mejor negocio para el país.


96

Competencia hidro versus el gas natural en la generación eléctrica

97

Capítulo IV

Competencia hidro versus el gas natural en la

generación eléctrica

Actualmente el precio del gas natural para la generación eléctrica es de US$ 2,5 por Giga Joule (GJ) lo que equivale a US$ 101,3 por millar de m3. Al respecto, algunas personas entendidas opinan con dicho precio se hace inviable el desarrollo de centrales hidroeléctricas.

Cuadro Nº 4.1Precios del gas natural de Camisea

Fuente: Propia

En el caso de la electricidad, el gas natural compite con la hidraulicidad no sólo en los costos variables sino, también, en el costo medio total, ya que la competencia no es por quien opera al corto plazo sino por el que puede capturar mercado.

En esta sección se demuestra que para las centrales hidráulicas con costos de inversión de US$ 2 000 por kW y factor de planta del 70% el actual precio del gas natural resulta atractivo para ejecutar la inversión. El problema de las hidráulicas está en las mayores barreras que tienen que transitar para poder construir una central, lo cual encarece el costo de la central en beneficio de las centrales térmicas.

Un tema muy importante, que muy pocos mencionan, es el hecho que las centrales hidráulicas no pueden contratar por encima del 80% de su energía máxima, lo cual si lo pueden hacer las centrales térmicas, esta imposibilidad se produce por el efecto hidrológico que reduce la ener-gía firme y, por lo tanto, incrementa los costos medios de producción.

US$ / GJ US$ / mil m3

Producción 1,50 60,8T&D 1,00 40,5Total 2,50 101,3

PCSGN = 40,50 GJ / mil m3

Costo GN


98

1. Costos de Producción de ElectricidadEl costo medio de producción de la electricidad es la suma de los costos fijos de inversión y operación más los costos variables de la central. Existen dos formas de considerar el trans-porte del gas natural: a) Contratos a Firme; y b) Contratos Interrumpibles.

1.1. Costos FijosEn el Cuadro Nº 4.2 se muestran los costos fijos anuales de la inversión más la operación y mantenimiento de las centrales. Para el caso de las hidráulicas, de ciclo combinado y de ciclo simple se asumen un costo de inversión igual a 2 000, 700 y 350 US$/kW, respectiva-mente. En todos los casos el costo de operación y mantenimiento (O&M) es equivalente al 3% de la inversión.

Cuadro Nº 4.2Transporte de gas natural como Servicio Interrumpible (TI)

Fuente: Propia

Para el caso del transporte del gas natural el contrato por servicio firme es un costo fijo y depende de la capacidad reservada diaria (consumo máximo en el día) y de la tarifa de transporte. En el caso del costo del transporte una central de ciclo combinado requiere de 0,173 miles de m3 de gas natural por MWh o 1,518 miles de m3 por kW al año. Si se tiene en cuenta que la tarifa de transporte de gas natural es igual a 1,0 US$/GJ o 40,5 US$/mil m3, entonces el costo fijo anual por transporte es igual a 1,518 x 40,5 = 61,5 US$ / kW-año.

Cuadro Nº 4.3Transporte de gas natural como Servicio Firme (TF)

Fuente: Propia

El costo fijo de las centrales que contratan el transporte del gas natural como servicio firme es igual a la suma del costo fijo de la unidad más el del transporte. En el caso del ciclo combinado el costo fijo total es igual a 169,4 US$/kW-año, tal como se muestra en el Cuadro Nº 4.4


Fuente: Propia

Inversión Vida Util Tasa O&MUS$ / kW año % % Inversión % Inversión US$ / kW-añoTecnología

FRC

I n t %O&M A = FRC + O&M CFM = I x At*(1+t)^n / [(1+t)^n - 1]

Costo Fijo Anual

Hidro 2 000 50 12% 3% 15.0% 300,812,04%

Ciclo Combinado 700 30 12% 3% 15.4% 107,912,41%

Ciclo Simple 350 20 12% 3% 16.4% 57,413,39%

Máquina Transporte Total

US$ / kW-año US$ / kW-año US$ / kW-año

CFM = I x A CFT CF = CFA + CFT

Hidro 300,8 300,8

Ciclo Combinado 107,9 61,5 169,4

Ciclo Simple 57,4 100,1 157,5


99

1.2. Costos VariablesEl costo variable está compuesto por el costo del combustible más el costo no combusti-ble. En el caso del gas natural, el transporte interrumpible es agregado al costo del com-bustible, mientras que en el transporte firme el costo no se incluye en el precio del com-bustible.

En el Cuadro Nº 4.5 se muestra los costos variables considerando al gas natural con con-tratos por servicio interrumpible.

Cuadro Nº 4.5Transporte de gas natural como Servicio Interrumpible (TI)

Fuente: Propia

Para el caso del servicio firme, la diferencia con el Cuadro Nº 4.5 consiste en no incorporar al costo del combustible el costo del transporte. En este caso el precio del gas natural es igual a US$ 1,5 por GJ, tal como se puede observar en el Cuadro Nº 4.6


Fuente: Propia

1.3. Costos TotalesEl costo total a recuperar se divide en costo fijo y costo variable. El caso del transporte interrumpible se muestra en el Cuadro Nº 4.7 y el Gráfico Nº 4.1

Cuadro Nº 4.7Costos por recuperar (TI)

Fuente: Propia

En el Gráfico Nº 4.1 se aprecia que el costo fijo del ciclo combinado y del ciclo simple es la tercera y quinta parte del costo fijo de la central hidráulica, mientras que el costo variable tiene la tendencia contraria. Sin embargo, este gráfico no indica cual es la unidad más económica, ya que se requiere simular la operación de la central para tener en cuenta el factor de utilización.


100

Gráfico Nº 4.1Transporte de gas natural como Costo Variable

Fuente: Propia

En el caso del transporte de gas natural como costo fijo, se tiene el incremento de los costos fijos a recuperar y la reducción de los costos variables.

Cuadro Nº 4.8Costos por recuperar (TF)

Fuente: Propia

En el Gráfico Nº 4.2 se aprecia el incremento de los costos fijos y la reducción de los costos variables, pero se reduce la diferencia entre el ciclo combinado y ciclo simple con respecto al costo fijo de la central hidráulica, ya que ahora la relación es sólo de 2 a 1. Al igual que el anterior este gráfico no indica cual es la unidad más económica, ya que se requiere simular la operación de la central para tener en cuenta el factor de utilización.

Gráfico Nº 4.2Transporte de gas natural como Costo Fijo

Fuente: Propia

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

Hidro Hidro CO2 Ciclo Combinado Ciclo Simple

Fijo

: US$

/ kW

-año

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

Varia

ble:

US$

/ M

Wh

Fijo Variable

Resumen de Costos Por Tecnología

Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple UnidadFijo 300,8 169,4 157,5 US$ / kW-año

Variable 0,3 14,5 21,1 US$ / MWh

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350


Fijo

: US$

/ kW

-año

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

Varia

ble:

US$

/ M

Wh

Fijo Variable


101

El Gráfico Nº 4.3 resume los costos fijos y variables de las diversas centrales agregando como un tipo de central la modalidad de contratación del transporte. Por ejemplo el tér-mino TI significa Transporte Interrumpible mientras que TF significa Transporte Firme.

Gráfico Nº 4.3Costo de producción de electricidad

Fuente: Propia

1.4. Costos totales expresados por unidad de energíaLos costos señalados en el punto anterior se expresan en unidad de energía dividiendo el costo fijo entre el número de horas de operación y agregando este resultado al costo variable. En los siguientes cuadros se muestran los casos donde hay diferencia en la mo-dalidad de transporte del gas natural.

Cuadro Nº 4.9Costo a recuperar en la energía producidaFuente: Propia

Cuadro Nº 4.10Costo a recuperar en la energía producida

Fuente: Propia

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

350Fi

jo: U

S$ /

kW-a

ño

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

Varia

ble:

US$

/ M

Wh

Fijo Variable

Hidro Hidro CO2 CC TF CC TI CS TF CS TI

Factor dePlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 343,7 144,7 98,0 199,050% 69,0 46,2 45,7 22,860% 57,5 42,1 43,5 15,570% 49,4 39,1 41,9 10,280% 43,2 36,9 40,8 6,390% 38,5 35,2 39,8 3,2

100% 34,6 33,9 39,1 0,8

Costo medio por Tecnología: US$/MWh

Costo medio por Tecnología: US$/MWhFactor dePlanta

10%50%60%70%80%90%

100%

Hidro343 ,769,057,549,443,238,534,6

Ciclo Combinado207,953,246,842,138,736,033,9

Ciclo Simple200,957,151,146,843,641,139,1

Hidro - CCGN135,815,810,87,24,52,40,8


102

El resultado más saltante es que para una operación al 100% de la capacidad, la del ciclo combinado es más económica que la hidráulica en 0,8 US$ / MWh.

Otro resultado importante es que, independientemente de la modalidad de contratación del transporte de gas natural, para factores de uso mayores al 50% se tiene que el ciclo combinado es más económico.

1.5. Pago por Potencia y EnergíaEs importante señalar que el sistema tarifario paga a las unidades de generación el costo fijo mínimo como un costo de potencia. En nuestro caso dicho costo mínimo es igual a 57,4 US$ / kW-año.

En consecuencia, el costo a recuperar en los ingresos por energía se obtiene al restar del costo fijo los ingresos por potencia (57,4 US$ / kW-año).


Fuente: Propia

De igual forma, el Cuadro Nº 4.12 considera los costos totales para la modalidad de trans-porte de gas natural como servicio firme restado los ingresos por potencia.


Fuente: Propia

En los Cuadros Nº 4.13 y Nº 4.14 se tiene los costos medios no recuperados que serán asignados como un costo por energía. Se aprecia que para el contrato interrumpible de transporte de gas natural, el ciclo simple presenta un costo de energía igual a su costo variable, esto quiere decir que no tiene riesgo en la recuperación de sus costos.


Fuente: Propia

Precio = 57,4 US$ / kW-añoSe descuenta reserva y otros

Costos por Recuperar (TI)

FijoVariable

243,5 50,5 0,00,3 21,5 32,6

Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple UnidadUS$ / kW-año

US$ / MWh

Resumen de Costos por Tecnología

Resumen de Costos Por Tecnología

Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple UnidadFijo 243,5 112,0 100,1 US$ / kW-año

Variable 0,3 14,5 21,1 US$ / MWh

Factor dePlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 278,2 79,2 32,6 199,050% 55,9 33,1 32,6 22,860% 46,6 31,2 32,6 15,570% 40,0 29,8 32,6 10,280% 35,0 28,8 32,6 6,390% 31,2 28,0 32,6 3,2

100% 28,1 27,3 32,6 0,8

Costo medio por Tecnología: US$/MWh


103


Fuente: Propia

Por otro lado, en el caso del contrato firme de transporte de gas natural, el costo de ener-gía del ciclo combinado es inferior al del ciclo simple. La competitividad del ciclo combina-do respecto de la hidráulica no cambia.

1.6. Ingreso Adicional por reducción de CO2De acuerdo con el protocolo de Kyoto, la reducción del CO2 tiene un costo económico que es compensado por los agentes contaminantes. En el Cuadro Nº 4.15 se asume que una central hidráulica reduce la cantidad de CO2 de una central de ciclo combinado y el costo de la tonelada de CO2 es igual a US$ 19.


Fuente: Propia

De acuerdo con esto, por cada MWh producido con energía hidráulica se obtiene un in-greso adicional de 7,27 US$, el cual se puede simular como un costo negativo. En conse-cuencia, en la tabla de costos se debe de restar de las centrales hidráulicas el ingreso por CO2.


Fuente: Propia

Costo medio por Tecnología: US$/MWhFactor dePlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 278,2 142,4 135,4 135,850% 55,9 40,1 44,0 15,860% 46,6 35,8 40,2 10,870% 40,0 32,8 37,5 7,280% 35,0 30,5 35,4 4,590% 31,2 28,7 33,8 2,4

100% 28,1 27,3 32,6 0,8

Costos por Recuperar (TI)

FijoVariable

243,5 50,5 0,0-7,0 21,5 32,6


US$ / MWh


19,0Precio = US$ / Ton CO2

Considerando que elimina CO2 de un Ciclo Combinado

0,383 Ton CO2 / MWh

Ingreso Adicional por CO2

7,27 US$ / MWh

FijoVariable

243,5 112,5 100,0-7,0 14,5 21,1


US$ / MWh



104

1.7. Costos medios con reducción de CO2De acuerdo con la tabla de costos se construye el costo medio de energía de las hidráuli-cas considerando los ingresos por CO2. Es importante señalar que el ingreso por CO2 es función de la producción lo cual equivale al factor de utilización.


Fuente: Propia


Fuente: Propia


Fuente: Propia

Costo medio por Tecnología: US$/MWhFactor dePlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 271,0 79,2 32,6 191,750% 48,6 33,1 32,6 15,560% 39,3 31,2 32,6 8,270% 32,7 29,8 32,6 2,980% 27,8 28,8 32,6 -1,0 90% 23,9 28,0 32,6 -4,0

100% 20,8 27,3 32,6 -6,5

Costo medio por Tecnología: US$/MWhFactor dePlanta Hidro Ciclo Combinado Ciclo Simple Hidro - CCGN10% 271,0 142,4 135,4 128,650% 48,6 40,1 44,0 8,560% 39,3 35,8 40,2 3,570% 32,7 32,8 37,5 -0,1 80% 27,8 30,5 35,4 -2,7 90% 23,9 28,7 33,8 -4,8

100% 20,8 27,3 32,6 -6,5

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Utilización

US$

/ kW

-año



105


Fuente: Propia


Fuente: Propia

En este escenario (ingresos por CO2) la economía de la central hidráulica ha mejorado, llegando a ser más económica que el ciclo combinado para factores de uso mayores al 70%.

Los gráficos Nº 4.4, 4.5, 4.6 Y 4.7 muestran los mismos resultados en donde se considera el tipo de transporte del gas natural y el ingreso por CO2.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%



0

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100

150

200

250

300

350

400

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%


US$

/ kW

-año



106


Fuente: Propia

1.8. Efecto del transporte de gas natural en el costo de la unidadDe los casos estudiados se desprende, que para cualquier tecnología de producción de electricidad basada en el gas natural el contrato interrumpible para el transporte de este hidrocarburo es más económico para una central térmica. Esto ocurre porque las tarifas de ambos servicios es la misma y, también, porque no existe incentivo en el precio de la potencia para exigir los contratos a firme de gas natural.

Gráfico Nº 4.8Costo de desarrollo de la generación eléctrica (CC)

Fuente: Propia

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%


US$

/ M

Wh


0

50

100

150

200

250

300

350

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%


US$

/ kW

-año

CC TF CC TI


107

Gráfico Nº 4.9Costo de desarrollo de la generación eléctrica (CC)

Fuente: Propia

Gráfico Nº 4.10Costo de desarrollo de la generación eléctrica (CS)

Fuente: Propia

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US$

/ kW

-año

Factor de UtilizaciónCS TF CS TI


108

Gráfico Nº 4.11Costo de desarrollo de la generación eléctrica (CS)

Fuente: Propia

Sin embargo, la situación anterior ha sido corregida por OSINERGMIN al introducir en la definición del precio del transporte de gas interrumpible el factor de utilización, con lo que se logra incrementar el costo de dicha modalidad y por lo tanto incentivar los contra-tos a firme.

2. Conclusiones

Se piensa que es inviable el desarrollo de centrales hidroeléctricas debido al actual • precio del gas.

Lo anterior es debido a que para la construcción de las centrales hidráulicas existen • mayores barreras para construirlas, lo cual las hace caras si se comparan con los costos de las centrales térmicas.

Si se hace un análisis de los costos fijos como de las variables, los costos expresados por • Unidad de energía pueden arrojar resultados favorables a la generación hidráulica.

Siempre hay que tener en cuenta que en la actulidad debido al protocolo de Kyoto so-• bre ambiente, las hidráulicas pueden obtener un ingreso por la reducción del CO2.

0

20

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Factor de UtilizaciónCS TF CS TI

Propuestas y Proyecciones

109

En el presente capítulo se desarrolla, en forma sucinta, propuestas y proyecciones que se consi-deran necesarias para enfrentar la problemática energética del país. Su desarrollo es a partir de una visión panorámica, de largo plazo, de los sectores que participan en esta realidad a través de tres décadas, poniendo énfasis en los sectores Eléctrico, Transporte, Hidrocarburos e Indus-trial y sus implicancias en el desarrollo económico y el bienestar social de la Nación.

Para ello se han utilizado ejemplos, escenarios, casos, entre otros mecanismos para sustentar las propuestas, que implican la adopción de políticas de Estado, para cada uno de estos secto-res, así como sus proyecciones a fin de asegurar que no falte la energía que necesite el país en un futuro siempre próximo. Además de exponer algunas conclusiones y recomendaciones al respecto, que sintetizan lo expuesto.

1. Propuestas para resolver el problema en el sector eléctricoPara resolver el problema del sector eléctrico se presenta un resumen de las principales propuestas analizadas a grandes rasgos, requiriéndose un análisis posterior en detalles re-glamentarios que no deben cambiar la naturaleza y forma de las mismas.

Estas propuestas significan introducir un seguimiento y control de la reserva como mecanis-mo para obtener Seguridad a Largo Plazo, y a la vez, también incluir un precio mínimo (piso) para el Precio en Barra de tal forma de conciliar dos objetivos que son contrarios en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE).

Una propuesta es crear la agencia encargada de la seguridad, la que tendrá la facultad de manejar el mercado de reserva a Largo Plazo, pudiendo contratar por parte de los clientes dicha reserva e incluirlos a prorrata en todos los contratos en forma automática. El pago de la reserva deberá hacerse mediante un fondo explícito manejado por la Agencia, por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), o un Fideicomiso, quienes de acuerdo con mecanismos transparentes garantizarían el pago a las unidades.

Capítulo V

Propuestas yProyecciones


110

Adicionalmente, se introducen mecanismos para mejorar la competitividad del sector ge-neración tales como:

Incentivos reales a la compra de energía por parte de empresas cogeneradoras o de • generación distribuida, hasta un límite razonable.

Garantía en la recuperación de los costos fijos de transporte de gas natural, que actual-• mente son minimizados por la GRP.

Garantía de reserva de gas natural para hacer frente a fallas en los gasoductos que pue-• den afectar la confiabilidad del sector eléctrico.

Mecanismo de seguro de corto plazo para generadores, de tal forma que permita redu-• cir el riesgo de compras al spot para satisfacer sus contratos.

Mejora al mecanismo de pago de la capacidad de generación.•

Las soluciones a los problemas detectados se resumen en el Cuadro Nº 5.1.

Cuadro Nº 5.1

Fuente: Propia


111

1.1. Control de la reservaEste mecanismo consiste en que una Agencia del gobierno supervise, controle, y adminis-tre el pago de la reserva, de tal forma que permita tener a largo plazo una garantía real de la seguridad del sistema ante eventos hidrológicos, fallas de centrales y posibles fallas en la cadena de suministro (líneas eléctricas o gasoductos).

Para ello se definen valores críticos de actuación con los que la Agencia convocaría al capital privado para proveer las unidades solicitadas. Debe tenerse en cuenta que esta medida va acompañada del precio mínimo, por lo tanto, no debería tener un rechazo del capital privado.

Para implementar esta propuesta se requiere efectuar cambios en la LCE para otorgar todas las potestades a la Agencia para que ella defina el tipo y tamaño de unidad que se necesita y el momento en el que debería estar presente. Además, la Agencia, en su pla-neamiento, debería de exigir a los generadores existentes su programa de obras futuro con un compromiso de ejecución, lo que significa penalidad por retraso, para evitarle sobrecosto a la sociedad.

1.2. Precio mínimo para la Tarifa en BarraEste mecanismo agrega un control adicional a la definición de la Tarifa en Barra, que debe-ría permitir que el tipo de central con la que actualmente crece el sistema no tenga mucho riesgo en la recuperación de su costo medio.

Se propone que el precio mínimo sea un ponderado entre el costo medio de un ciclo combinado y un ciclo simple, operando en Lima, para un factor de planta cercano al factor de carga del sistema (80%). Para la definición de los costos medios debe tenerse como principio su simplicidad y facilidad de actualización cada vez que se deba aplicar la Tarifa en Barra, para reducir el riesgo regulatorio.

1.3. Incentivos a la generación distribuidaLa generación distribuida requiere varios tipos de incentivos para hacerla atractiva a los clientes industriales que actualmente tienen la red de gas natural cerca. Las medidas a adoptar son las siguientes:

1.3.1. Precio total del gas naturalLa generación distribuida para la suma del: Precio del gas en Camisea, más la tarifa por la Red de Alta Presión (TGP y Cálidda) y más la tarifa por la Red de Media Presión (otras redes o la Red Común de Distribución). Debe tenerse presente que la tarifa por las otras redes es volumétrica y consideran una parte del subsidio cruzado para pa-gar el Polietileno de las Redes de Baja Presión que abastece a los usuarios de menor consumo. Por lo tanto, se propone crear una categoría especial en las tarifas que sólo incluya una parte del subsidio.

1.3.2. Costo total de producción de electricidadDentro de los costos se debe reducir los pagos por el uso de las líneas de transmisión a lo estrictamente necesarios, quedando excluidos los costos de “stand-by” que de-berían ser asumidos por todos los consumidores de distribución.

1.3.3. Precio de venta de la electricidadDebe establecerse la obligación de la distribuidora a comprar los excedentes de los Generadores Distribuidos, con un sobreprecio de Y% como máximo y por un volumen total que no debe de exceder de X%.


112

Los parámetros X e Y deben obtenerse evaluando los costos reales que tienen cada tipo y tamaño de generador distribuido de acuerdo a la realidad de cada concesión.

Con esta medida se puede lograr reducir la demanda percibida a nivel de la genera-ción de gran escala para minimizar el riesgo de falla en el corto plazo.

1.4 Costo fijo por el transporte de gas naturalActualmente los generadores eléctricos pagan el gas natural como un costo variable, ya que la GRP cierra la cuenta entre el costo de capacidad y el costo variable. El problema se presenta cuando se extinga la GRP como mecanismo (2010) ya el transportista exigirá la firma de contratos de capacidad para reducir el riesgo por sus ingresos.

En la generación eléctrica, la definición de contratos de capacidad eleva el riesgo en los generadores debido al problema hidrológico que hace difícil, para los generadores térmi-cos, contratar una reserva a firme. Además, si se tiene en cuenta que el crecimiento del gasoducto se hace mediante reservas de capacidad, entonces, en un futuro cercano, se necesitará de contratos de capacidad para controlar la seguridad en la cadena de sumi-nistro de gas natural.

Por lo expuesto, se propone que en la formulación de los precios se considere al transpor-te de gas natural como un costo fijo, con lo que se reduciría el costo variable actualmente considerado. Pero si esta medida no viene acompañada de una garantía en el pago de este costo, entonces, el riesgo de la recuperación del mismo estará nuevamente en el genera-dor, y tendremos de nuevo agentes tratando de mantener altos los costos marginales en el Spot para garantizar la recuperación de todos sus costos fijos.

La medida traería como consecuencia la reducción del costo marginal de energía en el Spot, pero - garantizaría que el costo medio de las centrales a gas natural esté reflejado en la Tarifa en Barra.

1.5. Reserva de gas natural cerca de las centrales eléctricasLa Agencia preocupada por la seguridad del sistema también deberá de preocuparse por la cadena de suministro de energía (gas natural y electricidad), de tal forma que podrá abocarse a solicitar la construcción de una planta de licuefacción para mantener una po-sible falla por debajo de los estándares definidos.

Dentro del futuro planeamiento de la Agencia debe tenerse en cuenta el desarrollo de los nuevos gasoductos, lo cuales tienen una cierta capacidad de almacenamiento (line pack), las nuevas líneas de transmisión y las posibles plantas de gas natural licuado (tipo Perú LNG) para poder minimizar el costo de la seguridad para el sector eléctrico.

De acuerdo a lo conocido hasta ahora, una posible alternativa para reducir a futuro el costo de falla en los gasoductos es:

• Desarrollar en Lima una planta de regasificación y compresión de gas natural que per-mita usar los tanques de gas natural líquidos en manos de Perú LNG.

• Desarrollar gasoductos por otras zonas y que desconcentren la generación de electri-cidad, de tal forma de reducir el riesgo por falla del gasoducto.

La segunda medida tiene la ventaja de fomentar la reducción del precio de la electricidad, si se mantiene como política que el gas natural cuesta lo mismo para el sector eléctrico en cualquier parte de la costa del país.


113

1.6 Seguro por compras de energía en el SpotEste es un mecanismo adicional que tiene por objeto controlar el precio de compra en el Spot para el agente que contrata el seguro. Obviamente, este seguro beneficia a los generadores que son deficitarios y no pueden cubrir sus contratos siempre sujeto a las volatilidades de costos del Spot.

El seguro funciona garantizando un precio máximo de compra, para lo cual debe de pagar una prima equivalente a Z (US$/MWh) por toda la energía que comercialice. Se propone que al inicio lo administre la Agencia del Estado, de tal forma que si la prima Z es insufi-ciente se pueda trasladar el costo no cubierto a los clientes mediante un sobre costo.

Al inicio se puede hacer uso de parte de los recursos que obran en el Regulador (de ejer-cicios pasados) para llenar el fondo. Además, este fondo se puede llenar con las multas administrativas impuestas a los agentes del sistema eléctrico y del gas natural.

1.7. Pago de la capacidad de generación eléctricaEn lo que respecta al pago de la capacidad debe adaptarse el mecanismo actual para se-parar los pagos por la reserva del pago a las máquinas de punta.

Dentro del pago a las máquinas de punta debe ajustarse los parámetros que definen la potencia a firme de las centrales hidráulicas para acercarlas a la potencia media que real-mente pueden ofrecer al sistema.

Todas las mejoras se pueden hacer en el reglamento de la LCE.

2. Revisión del pasadoEn los siguientes cuadros y gráficos se presentan los principales indicadores que marcan la evolución del sector eléctrico desde el año 1994 hasta el 2006, por lo cual cubre las dos principales crisis de precios que ha sufrido el sistema eléctrico nacional. La interpretación de esta información se puede resumir en lo siguiente:

El mayor crecimiento de la capacidad instalada se produjo entre los años 1996 y 2000, • debido fundamentalmente a compromisos de inversión incentivados por el Estado. La participación hidráulica – térmica se equilibra en un 50%.

El consumo de energía creció a una tasa media del 6%, siendo la tasa del último año • cercana al 8%. La producción se elevó de 13 TWh en 1994 a 26 TWh en el 2006 (se du-plicó en 12 años).

El factor de carga del sistema (uso de la capacidad máxima) ha evolucionado del 72% en • el año 1994 al 85% en los últimos años. Esto redunda en la reducción del costo medio y en el incentivo a instalar máquinas de base (hidráulicas, ciclos combinados y carbón).

La proporción en la producción de energía hidráulica - térmica depende del año hidroló-• gico, observándose un máximo de 90% (2001) y un mínimo de 73% (2004 al 2006).

El costo del activo fijo por unidad de potencia instalada se ha venido reduciendo desde • 1 700 US$/kW (1995) hasta 900 US$/kW en el año 2006. Estas cifras recogen los esta-dos financieros de las empresas. En la actualidad el activo fijo no depreciado equivale a 700 US$/kW.

El comportamiento del Precio de energía en Barra, regulado por OSINERGMIN, con el • del costo marginal de energía determinado por el COES, muestra un equilibrio hasta el año 2003. En el periodo 2004 al 2006 es donde se presenta las máximas diferencias.


114

Estas diferencias se deben al incremento desmedido en el precio de los combustibles líquidos y a la reacción lenta de los generadores en la adaptación del parque de genera-ción (conversión de máquinas e instalación de nuevas unidades al gas natural).

Entre los años 1997 y 1999 la participación de la generación térmica (en la producción • de energía) se elevó al 20%, originando una crisis de precios en el año 1997 lo que des-encadenó en una falta de contratos. En los años 2004 a 2006, la participación térmica se eleva al 25% (en su mayoría gas natural) originando precios marginales de casi el doble el periodo 97 a 99, originando de nuevo la misma crisis de precios con falta de contra-tos. En el periodo 2004 a 2007, el precio de los combustibles líquidos se elevó al triple de lo que se tenía en el periodo 97 a 99, por lo que esto explica en parte el cambio en la magnitud de los precios (costos marginales del COES).

El análisis de los costos variables medios del componente térmico muestran que dicho • índice tuvo un valor máximo de 43 US$/MWh en 1997, mientras que en el 2004 su valor fue 33 US$/MWh. Este resultado se explica porque desde el 2004 la participación del gas natural es mayor lo cual reduce el costo medio de producción.

Al comparar los costos variables térmicos con los costos marginales se aprecia que la • desadaptación del parque (participación de los diversos combustibles en la formación del costo marginal) es la causante de los altos costos marginales del 2004 a 2006, muy por encima del costo medio térmico y del costo medio de producción.

De acuerdo con la información financiera, el costo medio del combustible y lubricante • ha tenido su máximo en 1997 con 9 US$/MWh, mientras que en el periodo 2004 a 2006 dicho índice ha fluctuado entre 6 y 8 US$/MWh.

El costo medio de generación (incluye costos operativos más la depreciación y el interés • sobre el capital no recuperado) ha mostrado una evolución decreciente, llegando a valo-res cercanos al precio medio de generación (40 US$/MWh) en el periodo 2001 a 2006.

La generación interna de recursos (GIR o EBITDA) ha fluctuado entre 20 y 30 US$/MWh, • observándose entre el año 2005 y 2006 un valor cercano a los 26 US$/MWh (equivalen-te a 180 US$/kW-año o a 1 400 US$/kW efectivo).

El precio regulado a nivel generación (sin la reserva) ha estado siempre por encima del • costo medio del ciclo combinado a gas natural (32 US$/MWh), siendo el año 2004 don-de se igualó dicho valor. Actualmente, dicho precio es el promedio de los costos medios del ciclo combinado y del ciclo simple, ambos a gas natural y operando con un factor de planta del 80%.

2.1. Conclusión de la revisiónLos precios regulados no han sido malos, mientras que el desequilibrio de los costos margi-nales obedece a impactos externos y a una reacción no oportuna de los generadores.

El no tener un precio mínimo de garantía de recuperación de la unidad estándar de ge-neración incentiva a los generadores a operar en grupo y a planear la incorporación de las siguientes unidades. Sólo si existe la garantía que una lucha por entrar a un mercado pequeño como el nuestro no originará un desplome en el precio, se quitará el incentivo a participar en la programación grupal.

3. Proyección del futuroEn esta sección se efectúa la proyección de la oferta y demanda hasta el año 2012 y se analiza el comportamiento de los precios y el riesgo de falla de acuerdo a diversos tipos de herramientas.


115

Como la demanda es probabilística, se ha efectuado simulaciones considerando un creci-miento medio (8%) y una desviación estándar del 1%. Sobre esto se ha supuesto un creci-miento mínimo y máximo del 7% y 10%, respectivamente. Trabajando con el valor medio se tiene:

En el primer trimestre del año 2007, la potencia efectiva hidráulica y térmica son 2 803 y 2 006 MW, respectivamente.

El sistema cuenta con 1 134 MW con gas natural lo que equivale al 31% de la Máxima 1. Demanda (MD). De esta potencia, 840 MW son con Camisea (23% de la MD).

Quedan 730 MW en unidades a Diesel Nº2 y residual Nº6 ó 500, los que están fuera de 2. Lima y definen el costo marginal en épocas de escasez.

Cuadro Nº 5.2Oferta y Demanda

Fuente: Propia

3.1. Caso 1: Sin Nueva Generación

En los siguientes gráficos se presentan la evaluación de la oferta y demanda desde el 2007 hasta el 2012, considerando sólo la oferta declarada en el informe de tarifas de mayo del 2007. Este caso permite evaluar que pasaría si no se tiene nueva oferta en dicho periodo y además cual debería ser el incremento adecuado para minimizar la falla o racionamiento de energía. La interpretación de esta información se puede resumir en lo siguiente:

La producción hidráulica tiene una fuerte variación entre los meses húmedos y se-• cos de casi el 25% de la energía media disponible. Si se considera el efecto de los años secos, la dispersión se incrementa hasta un 50% de sus valores medios.


116

La dispersión hidráulica unida a la variación estacional de la demanda, condiciona • la volatilidad de la producción térmica.

Es probable que en el 2009 se presente una falla de 340 MW, como valor extremo. • En término medio (50% de probabilidad) la falla sería del orden de 50 MW. Para los siguientes años, la falla extrema se incrementa casi al mismo ratio.

Para el 2010, y, con una probabilidad media del 50%, la falla de potencia y energía • es del orden del 3% y del 1%, del respectivo índice de producción (máxima deman-da o energía total). Los valores extremos indican que dichos porcentajes para la potencia y energía se elevan a 10% y 5%, respectivamente.

El costo marginal de energía (CMgE), para la probabilidad media, se eleva en el año • 2009 por encima de 50 US$/MWh. Para eventos extremos, dicho índice supera los 200 US$/MWh. Para los siguientes años, los CMgE tienen cada vez una tendencia al alza.

El consumo de gas natural de Camisea presenta la misma fluctuación que la ge-• neración térmica, debido a la evolución hidráulica. Para el año 2010, las centrales actuales (Edegel, Enersur y Globeleq) tienen una capacidad máxima y mínima de 7 y 5 millones de metros cúbicos por día, respectivamente.

El factor de utilización de la capacidad máxima de la central estuvo en el año 2007 • entre 30% y 70%. Conforme crece el sistema y al no haber previsto en este escena-rio nueva generación, el factor de uso se eleva al año 2010 hasta en un 80%.

Gráfico Nº 5.1Balance Determinístico

Fuente: Propia

MW

0

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2,000

3,000

4,000

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Mar-07

Jun-07

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Hidro Térmico Reserva


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Fuente: Propia


Fuente: Propia

Mar-07

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MW


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% M

D



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Fuente: Propia

3.2. Caso 2: Con Nueva Generación

El Caso 2 supone los mismos parámetros de evolución de la demanda del Caso 1, la di-ferencia estriba en la inclusión, a partir del año 2009, de centrales a ciclo simple (a gas natural) con el objeto de reducir el riesgo de falla del sector eléctrico. En los siguientes gráficos se presentan la evaluación de la oferta y demanda desde el año 2007 hasta el año 2012, La interpretación de esta información se puede resumir en lo siguiente:

Se requiere ingresar cada año, desde el año 2009, 340 MW (2 unidades TG de 170 • MW cada una).

La reserva del sistema, con la inclusión de las nuevas unidades, se mantiene con un • mínimo de 20%.

Sólo se tiene falla extrema al año 2012, la cual se resuelve incrementado una unidad • adicional de ciclo simple (170 MW).

Para el año 2012, y, con una probabilidad media del 50%, la falla de potencia y ener-• gía es del orden del 0,5% y del 0,1%, del respectivo índice de producción (máxima demanda o energía total). Los valores extremos indican que dichos porcentajes para la potencia y energía se elevan a 2% y 0,5%, respectivamente.

El costo marginal de energía (CMgE), para la probabilidad media, se encuentra entre • 20 y 40 US$/MWh. Para eventos extremos, dicho índice supera los 60 US$/MWh.


119

El consumo de gas natural de Camisea presenta la misma fluctuación que la generación • térmica, debido a la evolución hidráulica. Para el año 2010, las centrales tienen una capa-cidad máxima y mínima de 8 y 5 millones de metros cúbicos por día, respectivamente.

El factor de utilización de la capacidad máxima de la central está actualmente (2007) • entre 30% y 70%. Conforme crece el sistema y al incorporarse nueva generación, el factor de uso se eleva al año 2011 entre 60% y 80%.


Fuente: Propia


Fuente: Propia

Mar-07

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MW



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Fuente: Propia


Fuente: Propia

Mar-07

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% M

D


121

4. Expansión del sector eléctrico y gas natural en el Perú

4.1. AnálisisEn la actualidad el país tiene, en el sector eléctrico, 5 600 MW de potencia instalada y una demanda de punta de 3 500 MW, con lo cual la reserva instalada es de 2 100 MW (60% de la potencia de punta). De acuerdo con estas cifras, parecería que no hay problema en la cobertura de la demanda eléctrica para los próximos años, pero teniendo un sistema que crece al 8% anual (300 MW) y una disponibilidad hidráulica media del 80% (potencia instalada de 2 800 MW), entonces la reserva disponible es de 1 500 MW (40%), lo que se consumiría en 3 años y dejaría al sistema en una posición crítica (reserva menor al 20%).

Gráfico Nº 5.9Situación actual del transporte eléctrico y de gas natural

Fuente: Propia

Si se tiene en cuenta que el área de la costa central dispone de una energía barata con Camisea, entonces, de acuerdo con el punto de vista privado, los desarrollos de la nueva generación serán con gas natural ubicado en Lima, con lo cual se favorece el centralismo y obliga al Estado a expandir el gasoducto actual (para el 2011) y las líneas de transmisión para exportar electricidad desde el centro del sistema eléctrico hacia el norte y sur.

Si se mantiene la situación de concentrar la generación en Lima, debido a que los actores privados sólo observan el costo privado de ampliar la generación y no las externalidades que la generación impone a los sistemas de transporte, entonces para el año 2010 se requerirá capacidad de transporte al norte y sur de 600 y 500 MW, respectivamente, por lo que en la actualidad se debería iniciar la ampliación de las infraestructuras de transporte.


122

Gráfico Nº 5.10Situación al 2010 del transporte eléctrico y de gas natural

Fuente: Propia

Si esta situación se mantiene hasta el año 2015 (generación centralizada en Lima), en-tonces la capacidad de transporte hacia el norte y sur de país debe ser ampliada para soportar 1 000 y 800 MW, respectivamente.

En este escenario, las regiones norte y sur serían deficitarias en energía y en reserva de máquinas, debiendo depender únicamente de la generación de Lima para poder abaste-cer sus consumos.

Por otra parte, el mantener un equilibrio o balance en la reserva por cada centro de carga (norte, centro y sur) debe ser un objetivo del Estado, ya que el desbalance origina mayores costos de transporte que son pagados directamente por los consumidores y no es asumido en los costos de desarrollo de generación.

La última modificación de la Ley de Concesiones Eléctricas, de julio de 2006, permite expandir el transporte eléctrico mediante un sistema de licitaciones donde el costo es asignado a los generadores responsables, pero este mecanismo va a ser muy difícil de aplicar, en la práctica, ya que los generadores evitarán una asignación de pago de largo plazo o, en definitiva, incrementarán sus precios internos en perjuicio del costo nacional.

Moquegua

Chimbote - Trujillo

Lima - IcaMantaro Camisea

CuzcoCotaruse

Aguaytía

Paramonga

D=3000I=3800

D=800I=1000

D=800I=800

600

500

Gas a EE

Gas a EE

Año 2010


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Gráfico Nº 5.11Situación al 2015 del transporte eléctrico y de gas natural sin desarrollo de nuevos gasoductos

Fuente: Propia

La situación descrita como el futuro inminente, para el año 2015 puede ser revertida si se tiene un plan de descentralización de la generación eléctrica (vía gas natural o centrales hidráulicas) y esto originará que el transporte de energía (gasoducto y elec-troducto) sea minimizado.

De acuerdo con lo anterior, el Gráfico Nº 5.12 muestra el posible desarrollo del sector eléctrico en base a centrales a gas natural, con gasoductos hacia el norte y sur del país. No se ha incluido el desarrollo hidráulico por no contar con los proyectos alternativos y no tener en cuenta el costo adicional que debería pagarse para hacer rentables tales máquinas.

En el escenario analizado se muestra un equilibrio en la reserva y la transformación de las líneas eléctricas en líneas de respaldo, ya que cada área se autosostiene y por tanto, no debería presentar mayores diferencias en los costos de generación.

Para que este escenario sea viable se debe tener claro que, en la generación de elec-tricidad. el despacho de las centrales sólo debe depender del precio del gas natural en Camisea (boca de pozo) y no debe incluir el transporte, porque este es un costo fijo del sistema. Al hacer esto, el transporte de gas natural toma la misma condición que el transporte eléctrico, ya que en los despachos sólo intervienen las pérdidas de transmi-sión eléctricas más no así los costos de desarrollo de dicho transporte.

Moquegua

Chimbote - Trujillo


CuzcoCotaruse

Aguaytía

Paramonga

D=4300I=6300

D=1100I=1000

D=1200I=800

R= -33% 1000

800

R= 46%

R= -10%

Gas a EE

Gas a EE

Año 2015


124

Gráfico Nº 5.12Situación al 2015 del transporte eléctrico y de gas natural con desarrollo de nuevos gasoductos

Fuente: Propia

En resumen, el escenario deseable al año 2015 es el de tener una generación descen-tralizada, sea con gas natural o hidráulica, donde el desarrollo de gasoductos obedezca al menor costo social para los consumidores, ya que considerar sólo el costo privado de la generación involucra un desarrollo centralizado que es más caro para la sociedad.

Existen varias condiciones que se deben de tener en cuenta para que el desarrollo del sistema eléctrico siga el escenario de mínimo costo para la sociedad y con un cierto grado de seguridad en el suministro (reserva descentralizada). Estas condiciones son:

El Estado debe proveer el desarrollo de los transportes de energía más eficientes para • la sociedad.

El Estado no debe de autorizar la instalación de centrales donde no existe capa-• cidad de transporte disponible y donde también la expansión costará más para la sociedad.

Los costos fijos de los transportes de energía no deben de influir en los costos varia-• bles de producción ni en los despachos (operación de las centrales).

Las tarifas en barra o precio monómico de generación deben pagar como mínimo la • expansión de la central eléctrica que es marginal a largo plazo, de tal forma que se incentive la instalación. Esto conlleva a crear un precio mínimo que asegure el retor-no para la tecnología entrante y no origine un desplome de los precios en barra vía reflejar sólo los precios marginales.

Moquegua

Chimbote - Trujillo


CuzcoCotaruse

Aguaytía

Paramonga

D=4300I=5000

D=1100I=1500

D=1500I=1800

R= 20%

R= 16%

R= 36%

Gas a EE

Gas a EE

Gas a EE

Gas a EE

Año 2015


125

Si las reservas de gas natural son limitadas, y existe riesgo de no renovar tales reservas • en el corto plazo, el Estado debe fomentar el uso eficiente de la energía mediante el uso de tecnologías de mayor inversión (ciclo combinado).

Actualmente existe una incongruencia en las políticas estatales que buscan por un lado el mínimo costo y por el otro tratan de ofrecer a la sociedad un servicio garantizado y eficiente. Si se apela a que las decisiones son privadas y el Estado no interviene, en-tonces, el desarrollo del sistema nos llevará a la situación actual, es decir: desarrollo centralizado, con inversiones de bajo costo que desperdician la mitad del gas natural porque no les conviene instalar centrales más eficientes.

El argumento, esgrimido por los generadores privados, para no instalar centrales efi-cientes pasa por sostener que debido al precio bajo del gas natural es más conveniente generar con un ciclo simple que con un ciclo combinado.

Este argumento responde a una visión de corto plazo, ya que el inversionista privado ve el transporte de gas natural como un costo variable para la sociedad, ya que el mecanis-mo de la GRP36 no los obliga a comprar el transporte desde Camisea como un costo fijo, sino por el contrario, se paga el transporte como un costo según volumen.

La GRP es un mecanismo transitorio que se extinguirá cuando el gasoducto esté lleno. Mientras esto no ocurra, los generadores pueden considerar al transporte variable, ya que existe capacidad excedente en el ducto. Por otro lado, el reglamento de la LCE establece que para que un generador se haga merecedor al pago de la potencia, este debe garantizar que dispone de combustible para hacer frente a cualquier cambio de la demanda, si esto no ocurre, entonces el COES no debería autorizar el pago de dicho concepto.

En la actualidad nos enfrentamos al hecho de que la capacidad del gasoducto de TGP no ha llegado a su requerimiento contractual (450 millones de pies cúbicos por día), pero el ducto soporta una capacidad menor que, en una eventualidad, y con un despacho de todas las centrales térmicas no se podría abastecer a todas las centrales y en esta condición se debería racionar la cuota de gas natural.

Este problema se resuelve de forma administrativa, donde los generadores deben con-tratar una capacidad mínima de transporte y TGP debe proveer esta a firme, con lo cual debería hacer las inversiones en un plazo máximo de 12 meses. Pero esta solución administrativa conlleva pasar el riesgo de recuperar los costos de transporte a los gene-radores, por lo que existiría una presión fuerte para no asumirlo.

Además, a la sociedad le importa hoy que el transporte de gas natural sea usado en forma eficiente, es decir, por máquinas que consuman la menor cantidad de gas natural para una potencia generada dada. Esto se logra con ciclos combinados, pero aquí de nuevo la solución privada lleva a poner las máquinas más baratas e ineficientes ya que los ciclos combinados desploman los precios de la energía y no permiten recuperar los costos de estas máquinas (en la actualidad el precio de la potencia sólo paga una máquina de ciclo simple).

36GRP = Garantía por Red Principal. Es el mecanismo creado en la Ley 27133 mediante el cual el transportista obtiene un Ingreso Garantizado Anual (IGA) mediante el aporte de los usuarios del gas natural y los usuarios eléctricos. La GRP es el costo pagado por los usuarios eléctricos y se determina como la diferencia entre el IGA menos los ingresos provenientes de los usuarios del gas natural. Conforme el ducto alcance su capacidad máxima los ingresos de los usuarios del gas natural irá en aumento y por tanto la GRP se irá reduciendo hasta extinguirse. Cuando se extinga la GRP, el transportista se verá obligado a exigir a sus clientes contratos a firmes, y los mismos clientes también se verán obligados a reservar capacidad para poder transportar su gas desde Camisea hasta su centro de consumo.


126

De un análisis efectuado por especialistas de la GART de OSINERGMIN se concluye que la solución no es incrementar el precio de la potencia, ya que beneficiaría a las máqui-nas de bajo costo que en la actualidad no otorgan un beneficio adicional para la socie-dad. Por lo tanto, lo que se debe de definir es un valor mínimo para el precio de la energía vendida37, que garantice la recuperación de la inversión de un ciclo combinado teórico. Además, el mecanismo debe proveer la recuperación del costo de transporte de gas natu-ral para las diversas máquinas eléctricas considerando su eficiencia térmica.

4.2. Competencia en el transporte de energíaEn esta sección se analizan la economía de transportar 500 MW de energía vía electrici-dad o gas natural para cada uno de las zonas identificadas (norte, centro y sur) del país.

Los costos del gasoducto responden a un análisis de los costos unitarios obtenidos por TGP en el desarrollo del gasoducto de Camisea a Lima, y ajustados para un mayor costo del acero. El gasoducto de TGP permite inferir costos de desarrollo para cada zona geográ-fica del país (costa, sierra y selva).

4.2.1. Transporte: Camisea – Ilo (opción Sierra)El Gráfico Nº 5.13 muestra los costos de abastecer una demanda de 500 MW en la zona sur vía un gasoducto que parte de Camisea y recorre las regiones de Cusco, Puno, Arequipa y Moquegua. Desde el punto de vista eléctrico, para abastecer esta demanda se debe de ampliar la línea de transmisión Mantaro-Socabaya.

Gráfico Nº 5.13Evaluación del transporte de energía al sur del país (alternativa sierra)

Fuente: Propia

37Esto soluciona de paso el problema de cómo incentivar la firma de contratos entre generadores y distribuidores.

17,3 Millón PC / 100 MW86,5 Millón PC/d

Uso = 35% 161,2 miles US$ / día

Ahorro = 132,8 miles US$ / día

Gasoducto

Lurín

Camisea

Relación: Línea / Gasoducto1,8

Entradadel Gas

Tran

spor

te d

e G

as N

atur

al

Tran

spor

te d

e El

ectr

icid

ad

Gas

Gas

Gas

Sur

Lima

Mantaro

GeneradorEléctrico

GeneradorEléctrico

D = 24 pulgL= 1030 kmCapac = 250 millón pc/dK = 43,0 US$/m-pulgI = 1 063,0 millón US$mI = 10,6 millón US$ / mesO&M = 4% Inversión 42,5 millón US$ / año 3,5 millón US$ / mesTotal = 14,2 millón US$ / mes 466,0 miles US$ / díaDías = 30,4 por mes

T = 0,89 US$/KPCV = 86,5 Millón PC/dCosto = 77,0 miles US$/día

Total = 294,0 miles US$ / día

Incluye gasoducto TGP

Línea Eléctrica (Costo Fijo)

Pérdidas Eléctricas

Mayor Precio Local

500 MW

T = 220 kVL = 700 kmCapac = 500 MWK = 1,20 US$/m-MW I = 420 US$/m-MWmI = 4,2 millón US$ / mesO&M = 4% Inversión 16,8 millón US$ / año 1,4 millón US$ / mesTotal = 5,6 millón US$ / mes 184,1miles US$ / día

E Total = 12 000 MWh / díaE Perdida = 0 MWh / día T = 25 US$/MWhCosto = 0,0 miles US$ / día

0%

E Total = 16 438 MWh / díaEfecto = 822 MWh / díaT = 40 US$/MWhCosto = 32,9 miles US$ / día

5%


127

Los resultados muestran que el costo de transporte de un gasoducto, adaptado a la demanda, equivale a US$ 161 mil por día, mientras que el costo de la electricidad, sumado todas sus externalidades, equivale a US$ 294 mil por día. Esto quiere decir que la línea es 1,8 veces más cara que el gasoducto.

En el desarrollo del transporte vía la electricidad se debe tener en cuenta que colocar más generación local en Lima conlleva a ampliar el transporte de gas natural desde Camisea a Lima y a ampliar también la línea eléctrica desde Mantaro a Ilo. Además, todo desarrollo vía línea eléctrica lleva a que los precios en el mercado destino (Ilo) sean más alto que en la zona de exportación (Lima) y por consiguiente existe una pérdida de bienestar en la zona sur.

Por otra parte, el beneficio que trae para el país el desarrollo de un gasoducto por la sierra no se ha incluido en los cálculos ya que esto mejoraría la evaluación del ga-soducto y por tanto incrementaría la relación mostrada.

4.2.2. Transporte: Camisea – Ilo (opción Costa)El Gráfico Nº 5.14 muestra los costos para abastecer una demanda de 500 MW en la zona sur vía un gasoducto que parte de Humay (Ica) y recorre las regiones de Ica, Are-quipa y Moquegua. Desde el punto de vista eléctrico, para abastecer esta demanda se debe de ampliar la línea de transmisión Mantaro-Socabaya.

Gráfico Nº 5.14Evaluación del transporte de energía al sur del país (alternativa costa)

Fuente: Propia

Los resultados muestran que el costo de transporte de un gasoducto, adaptado a la demanda, equivale a US$ 120 mil por día, mientras que el costo de la electricidad, sumado todas sus externalidades, equivale a US$ 217 mil por día. Esto quiere decir




Gasoducto

Lurín

Camisea

Relación: Línea / Gasoducto1,8

Entradadel Gas

Transporte de Gas Natural

Tran

spor

te d

e El

ectr

icid

ad

Gas

Gas

Gas

Sur

Lima

Mantaro

GeneradorEléctrico

GeneradorEléctrico

D = 30 pulgL= 800 kmCapac = 250 millón pc/dK = 33,0 US$/m-pulgI = 792,0 millón US$mI = 7,9 millón US$ / mesO&M = 4% Inversión 31,7 millón US$ / año 2,6 millón US$ / mesTotal = 10,6 millón US$ / mes 347,2 miles US$ / díaDías = 30,4 por mes

T = 0,89 US$/KPCV = 86,5 Millón PC/dCosto = 77,0 miles US$ / día

TGP = 77,0 miles US$/ díaCosta = 120,1 miles US$/ díaTotal = 197,1 miles US$/ día Total = 217,0 miles US$ / día

Incluye gasoducto TGP

Línea Eléctrica (Costo Fijo)


Mayor Precio Local

500 MW



0%


5%


128

que la línea es 1,8 veces más cara que el gasoducto. En la comparación gasoducto con electroducto no se incluyen los costos del gasoducto de TGP porque el desarrollo o ampliación de este gasoducto es común a ambas alternativas. Si se quiere comparar la alternativa del gasoducto sierra con el gasoducto costa, si se debe de incluir el costo de TGP en el gasoducto costa.

En el desarrollo del transporte vía la electricidad se debe tener en cuenta que colocar más generación local en Lima conlleva a ampliar el transporte de gas natural desde Camisea a Lima y a ampliar también la línea eléctrica desde Mantaro a Ilo. Además, todo desarrollo vía línea eléctrica lleva a que los precios en el mercado destino (Ilo) sean más altos que en la zona de exportación (Lima) y por consiguiente existe una pérdida de bienestar en la zona sur.

Por otra parte, el beneficio que trae para el país el desarrollo de un gasoducto por la costa (que es menor que el de la sierra) no se ha incluido en los cálculos, ya que esto mejoraría la evaluación del gasoducto y por tanto incrementaría la relación mostrada.

En la comparación de las dos alternativas de gasoductos, se tiene que el ducto por la sierra cuesta US$ 161 miles por día, mientras que el ducto de la costa, incluido el cos-to de TGP, cuesta US$ 197 miles por día. Por lo tanto, la ruta sierra es más económica en US$ 36 mil por día.

4.2.3 Transporte: Lima – Chimbote (opción Costa)El Gráfico Nº 5.15 muestra los costos de abastecer una demanda de 500 MW en la zona norte vía un gasoducto que parte de Lurín (Lima) y recorre las regiones de Lima y Ancash. Desde el punto de vista eléctrico, para abastecer esta demanda se debe de ampliar las líneas de transmisión Lima-Chimbote.

Gráfico Nº 5.15Evaluación del transporte de energía al norte del país (alternativa costa)

Fuente: Propia




Total = 174,4 miles US$ / día

Línea Eléctrica (Costo Fijo)Gasoducto

Lurín


Mayor Precio LocalRelación: Línea / Gasoducto

2,4

Entradadel Gas

Tran

spor

te d

e G

as N

atur

al

Tran

spor

te d

e El

ectr

icid

ad

Gas

Gas Demanda

Demanda 500 MWGeneradorEléctrico

GeneradorEléctrico

D = 26 pulgL= 500 kmCapac = 200 millón pc/dK = 30,0 US$/m-pulgI = 390 millón US$mI = 3,9 millón US$ / mesO&M = 4% Inversión 15,6 millón US$ / año 1,3 millón US$ / mesTotal = 5,2 millón US$ / mes 171,0 miles US$ / díaDías = 30,4 por mes



7%


5%


129

Los resultados muestran que el costo de transporte de un gasoducto, adaptado a la demanda, equivale a 74 mil dólares por día, mientras que el costo de la electricidad, sumado todas sus externalidades, equivale a 174 mil dólares por día. Esto quiere decir que la línea es 2,4 veces más cara que el gasoducto. En la comparación gasoducto con electroducto no se incluyen los costos del gasoducto de TGP porque el desarrollo o ampliación de este gasoducto es común a ambas alternativas.

En el desarrollo del transporte vía la electricidad se debe tener en cuenta que colocar más generación local en Lima conlleva a ampliar el transporte de gas natural desde Camisea a Lima. Además, todo desarrollo vía línea eléctrica lleva a que los precios en el mercado destino (Chimbote) sean más altos que en la zona de exportación (Lima) y por consiguiente existe una pérdida de bienestar en la zona norte.

Por otra parte, el beneficio que trae para el país el desarrollo de un gasoducto por la costa norte no se ha incluido en los cálculos, ya que esto mejoraría la evaluación del gasoducto y por tanto incrementaría la relación mostrada.

4.2.4. Resumen de tarifas de Transporte por gasoductosEl Gráfico Nº 4.51 muestra los posibles costos de transporte de gas natural para los di-versos gasoductos que actualmente se están analizando. Se observa que el gasoducto al norte tendría el mismo costo del gasoducto de TGP, pero hay que tener en cuenta que el costo actual del acero casi se ha duplicado al que fue usado por TGP.

El gasoducto al sur presenta dos opciones de desarrollo o etapas: desarrollar primero un ducto Camisea – Cuzco y luego desarrollar el ducto Cuzco – Ilo. Si sólo se hiciera el ducto hacia Cuzco, con una demanda de 100 millones de pies cúbicos por día, en-tonces el ducto debería ser de 14 pulgadas, y en esta situación la tarifa sería de 0,73 dólares por millar de pie cúbico.

Pero, si se emprende un desarrollo para un ducto con una capacidad de 200 millones de pies cúbicos por día en Ilo, entonces el desarrollo es de 24 pulgadas y las tarifas desde Camisea hasta Ilo serían de 1,91 dólares por millar de pie cúbico.

Gráfico Nº 5.16Resumen de la evaluación del transporte de energía vía gasoductos

Fuente: Propia

Gas

Gas Gas

Gas

Gas

Chimbote

0,89 US$/KPCLima

Cuzco

Moquegua

Camisea

0,73 US$/KPCTubería de 14 pulg

Tubería de 26 pulg

Lima-Chimbote0,88 US$/KPC

Cuzco-Moquegua1,18 US$/KPC

Tubería de 24 pulg

Camisea-Moquegua1,91 US$/KPC


130

En esta situación, es claro que le conviene al país el desarrollo de una mayor infraestruc-tura ya que se usa mejor la economía de escala, debido a que el colocar ahora un ducto de 14 pulgadas implicará a futuro un mayor costo de ampliación del tramo más caro del gasoducto (selva del Cuzco).

Además, debe tenerse presente que actualmente en la zona ubicada al sur de Camisea, existen varias empresas petroleras que están buscando gas natural, y se deberían en hacer públicos sus descubrimientos. Si esta situación se concreta, entonces el gasoducto al Sur debería ser ampliado y por consiguiente los costos se reducirían en forma significativa.

4.3. Competencia térmico hidráulico En esta sección se revisa la competencia entre la central térmica a ciclo combinado, ubicada en Lima, y la central hidráulica ubicada en el norte del país (Chimbote). Se han asumido costos de inversión y operación utilizados en el año 2007 y mediante la optimización con el “Solver de Excel” se han obtenido resultados interesantes que se muestran en esta sección.

El análisis se ha dividido en dos casos:

Caso 1: efectuar la expansión del sistema considerando sólo los costos variables de la línea de transmisión (pérdidas), ya que se asume que alguien (los consumidores) paga el costo fijo de la línea (inversión más operación y mantenimiento).

Caso 2: similar al Caso 1, pero se considera como costo de expansión la totalidad del costo de la línea (costo variable más costo fijo).

Adicionalmente en cada uno de los casos se simulan tres opciones de costo de centrales hidráulicas con el objeto de encontrar el punto de quiebre en el cual el ciclo combinado es o no más conveniente que la central hidráulica.

De los resultados del caso 1 (Ver Gráficos Nº 5.17, 5.18 y 5.19) se observa que si la central hidráulica cuesta menos de US$ 1 000 por kW, entonces es más conveniente desarrollar dicha central que el ciclo combinado en Lima, pero, si el costo está por encima de los US$ 1 300 por kW, la situación se revierte y el abastecimiento de la demanda de Chimbote debe hacerse desde Lima.

Gráfico Nº 5.17Competencia Térmico – Hidro sin el efecto del costo fijo de la Línea

Fuente: Propia

Respecto a la Recepción

Pérdidas =Envío =

Recepción =

Inversión =

Costo Medio =

7%0000

0,000

0,0

MWGWhMWGWhUS$ / (kW-m)millón USUS$ / MWh

00

85%550

Potencia =Energía =

Factor de Carga =Inversión =

Costo Medio =

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh



Costo Medio =

5713,50470%

1,00030,3

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh

Lima Chimbote

HidroCC GN

Demanda

Lima + Línea = US$ / MWh


Factor de Carga =Costo Medio =

5003 50480%30,3

MW

US$ / MWh

Gwh


131


Fuente: Propia


Fuente: Propia

Del mismo modo, los resultados del caso 2 (Ver Gráficos Nº 5.20, 5.21, 5.22 y 5.23) se observa que si la central hidráulica cuesta menos de US$ 1 600 por kW, entonces es más conveniente desarrollar dicha central que el ciclo combinado en Lima, pero, si el costo está por encima de los US$ 1 900 por kW, la situación se revierte y el abastecimiento de la demanda de Chimbote debe hacerse desde Lima.



5003 50480%33,5

MWGwh

US$ / MWh


Pérdidas =Envío =

Recepción =

Inversión =

Costo Medio =

7%358

2 669333

2 4820,00

00,0


3582 669

30,8

85%550



Costo Medio =

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh



Costo Medio =

1671 02270%

1 15034,5

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh

Lima Chimbote

HidroCC GN

Demanda

Lima + Línea = US$ / MWh33,1



5003 50480%34,3

MWGwh

US$ / MWh


Pérdidas =Envío =

Recepción =

Inversión =

Costo Medio =

7%538

3 768500

3 5040,00

00,0


5383 768

31,9

80%550



Costo Medio =

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh



Costo Medio =

00

29%1 30034,5

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh

Lima Chimbote

HidroCC GN

Demanda

Lima + Línea = US$ / MWh34,3


132

Gráfico Nº 5.20Competencia Térmico – Hidro con el efecto del costo fijo de la Línea

Fuente: Propia


Fuente: Propia



5003 50480%40,4

MWGwh

US$ / MWh


Pérdidas =Envío =

Recepción =

Inversión =

Costo Medio =

7%0000

1,190

0,0


00

36%550



Costo Medio =

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh



Costo Medio =

5713 50470%

1 30040,4

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh

Lima Chimbote

HidroCC GN

Demanda




5003 50480%48,9

MWGwh

US$ / MWh


Pérdidas =Envío =

Recepción =

Inversión =

Costo Medio =

7%0000

1,190

0,0


00

85%550



Costo Medio =

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh



Costo Medio =

5713 50470%

1 60048,9

MWGWh

US$/kWUS$ / MWh

Lima Chimbote

HidroCC GN

Demanda



133


Fuente: Propia


Fuente: Propia

En el Gráfico Nº 5.24 se resumen los resultados obtenidos, quedando en evidencia que la expansión de la oferta de generación desde Lima, incluyendo la transmisión eléctrica, da una señal más económica para las centrales hidráulicas ubicadas en la zona norte. Se aprecia que la diferencia entre el caso 1 y 2 es de aproximadamente US$ 600 por cada kW, lo que quiere decir que este costo es la externalidad que evita la central hidráulica por instalarse cerca del centro de consumo.


134

Gráfico Nº 5.24Competencia Térmico – Hidro

Fuente: Propia

Adicionalmente a lo mostrado en los cálculos, debe tenerse en cuenta que la LCE ha de-finido que las actividades de generación y transporte son actividades separadas y que la ampliación del transporte eléctrico no es una obligación ni del transportista ni del genera-dor. En consecuencia, la decisión privada de ampliar la generación en forma centralizada originará congestión en las líneas de transmisión existentes, lo cual desvinculará los costos de la energía en los mercados (norte, centro y sur), con el consiguiente problema social en las zonas deficitarias (importadoras de electricidad).

La situación anterior debe llevar al planificador a impulsar la ampliación de la red eléctrica y luego asignar el costo de dicha ampliación a los responsables de la misma. Para que el inversionista privado, que tomó la decisión de instalarse en Lima, sin observar los costos de transmisión que tendría que pagar a futuro, tome la mejor de-cisión para el país, es decir, incluya la transmisión en su análisis, entonces, el modelo de tarifas y compensaciones debería asignarle a él los costos de dicha ampliación por un tiempo muy largo (20 a 30 años), lo cual en la práctica es muy complicado y difícil de definir.

Además, si los inversionistas en generación, que desean ubicarse en Lima, perciben la asignación futura de un posible costo de transmisión, entonces, tratarán de incrementar sus ingresos para hacer frente a este posible pago, con lo cual los precios de la energía deben ser mayores a los estimados únicamente con la generación (sin incluir la transmi-sión). Si esto parece razonable desde el punto de vista económico, en la práctica el nuevo generador va a pretender un costo mayor y luego solicitará a futuro la cancelación del pago debido a cambios en los flujos a lo largo de la red.

Por lo expresado, es muy difícil asignar los costos del transporte de energía en redes que abastecen a varios generadores, por lo que la solución del sistema principal parece ser la mejor opción.

La socialización de los costos de transmisión vía la red principal tiene el problema de que elimina la señal del mejor costo económico para la sociedad, al evaluar entre la producción local y la importación de electricidad. Por este motivo, el modelo actual de


135

expansión de la generación eléctrica debe ser corregido para que el sistema reconozca a máquinas locales (por ejemplo hidráulicas) un premio por el costo de expansión del trans-porte que evita. En el análisis mostrado dicho premio es equivalente a 600 US$ por kW lo que puede significar un tercio del costo total de la nueva máquina hidráulica.

El tema del desarrollo de la transmisión está ligado íntimamente al desarrollo de la gene-ración y por consiguiente, ambos deben ser planificados para orientar el desarrollo por el menor costo social. Además, si el Estado busca que cada zona del país tenga un equi-librio mínimo entre oferta y demanda, entonces, deberá imponer restricciones mínimas que llevarán a desarrollar la mejor fuente local para alcanzar esta condición mínima de suministro.

En resumen, el Estado debe:

Desarrollar un planeamiento energético observando las restricciones mínimas de se-• guridad y evaluando el mínimo costo social.

En base a este planeamiento, desarrollar los transportes de energía de tal forma de • obtener la sinergia entre las diversas fuentes energéticas (hidrocarburos, gas natural, hidroelectricidad, carbón y otras fuentes renovables).

Incentivar mediante el manejo de permisos para la instalación de unidades de gene-• ración o mediante el pago de incentivos a nuevas ofertas de generación local, de tal forma que se usen las inversiones ya incurridas en los transportes de energía y no se generen congestiones en las redes existentes.

Si el Estado define que se requiere un determinado tipo de generación local, debe ser capaz de pagar un costo adicional extra tarifario para que dicha inversión se haga. La de-terminación del costo extra se puede obtener mediante licitaciones. En el caso hidroeléc-trico, el Estado debe de invertir en la mejora de la información de los nuevos desarrollos para que los potenciales inversionistas reduzcan su periodo de evaluación y también el riesgo del negocio.

5. Proyecciones del sector energéticoLos siguientes mapas muestran las proyecciones efectuadas por los especialistas de la GART de OSINERGMIN en cuanto a la masificación del gas natural y la situación de la electricidad en el país como un todo y por zonas.

Si se compara el Gráfico Nº 5.25 con el Nº 5.26 tenemos que para el 2015 la energía a nivel país crecerá a una tasa del 8%, y que el promedio de electricidad es de 50 TW/año como consumo del país, mientras que en los hidrocarburos líquidos estaremos a una tasa inferior o negativa, ya que se estima una sustitución de combustibles por gas natural, el mismo que alcanzará un consumo del orden de los 24 millones de m3 por día, asimismo la participación de los residuales se reducirá, el GLP tomará más fuerza respecto a su participación, y la par-ticipación de las gasolinas se reducirá por la sustitución de gas natural, el kerosene turbo se mantendrá por la demanda del turbo en el sector turismo, debido al consumo de aviones, mientras que el kerosene desaparecerá, y finalmente, la participación del diesel Nº2 se re-ducirá por la sustitución del parque automotor.

Además se puede observar que si no se promueven proyectos de hidráulica, para el 2015 el país no estará preparado para afrontar un desabastecimiento de gas, debido al crecimiento de la demanda, pues las reservas, la producción y el transporte no estarán aptos para afron-tar dichos requerimientos.


136

Gráfico Nº 5.25Situación al 2010

Fuente: Propia

70 o

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Chile

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34 TJ/d

(2,4)

20 TJ/d

(1,4)

Norte

Centro

Sur

Combustibles33 mil bl/día

197 TJ/díaCreci. 4%

Gas Natural (EE)0,3 millón

m3/día12 TJ/día

Hidro-Energía2,4 TWh/año

24 TJ/día

Térmico0,7 TWh/año

7 TJ/día

Hidro = 78%

Térmico = 22%T-GN = 17%

T-Otros = 4%

Electricidad6,2 TWh/año




Gas Natural (EE)9,6 millón

m3/día384 TJ/día

Hidro-Energía13 TWh/año

130 TJ/día


144 TJ/día

Hidro = 48%


T-Otros = 0%Electricidad22 TWh/año




Gas Natural0


23 TJ/día


14 TJ/día

Hidro = 61%


T-Otros = 39%


57 TJ/díaCreci. 7%


137

Gráfico Nº 5.26Masificación GN al 2015

Fuente: Propia

En tanto, el Gráfico Nº 5.27 muestra una proyección a nivel zonas: norte, centro y sur y se puede observar que para el 2015 se presentará un escenario con gas natural distribuido, donde las líneas de transporte de electricidad no operan básicamente transportando elec-

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690 TJ/díaCreci. -1%

Gas Natural24,6 millón m3/día



180 TJ/díaCreci. <>

Electricidad50 TWh/año


GLP = 13%Gasolinas = 10%Kero-Turbo = 9%

Diesel = 37%Residuales = 5%

Hidro = 36%


T-Otros = 1%GN en Otros =5,9 mio m3/d

GN en EE =18,7 mio m3/d

74 73 72 71 oooo

Aguaytía y Talara =2 mio m3/d


138

tricidad sino están de contingencia. Asimismo se muestra que la electricidad en el centro del país va a crecer en el orden del 8%, en el norte se llegará a tasas mayores del 10%, y en el sur se alcanzará una tasa del 7%, mientras que en el gas natural, el norte alcanzará casi los 6 mi-llones de m3 por día, y el sur casi los 5 millones de m3, y el centro casi 15 millones de m3.


Fuente: Propia

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LA LIBERTAD

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MOQUEGUA

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AYACUCHOICAAPURIMAC

CUSCO

MADRE DE DIOS

HUANCAVELICA

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Norte

Centro

Sur



Gas Natural5,5 millón

m3/día220 TJ/día


24 TJ/día


76 TJ/día

Hidro = 23%


T-Otros = 0%

Electricidad10 TWh/año



374 TJ/díaCreci. -2%


m3/día589 TJ/día


130 TJ/día

Térmico19 TWh/año

190 TJ/día

Hidro = 42%


T-Otros = 1%Electricidad32 TWh/año





m3/día176 TJ/día


23 TJ/día


56 TJ/día

Hidro = 30%


T-Otros = 0%


79 TJ/díaCreci. 7%

Aguaytía =1 mio m3/d

Camisea crece 15%+


139

El Gráfico Nº 5.28 propone que el gas de Camisea sea llevado al norte y al sur lo que signi-faría que la potencia y el consumo se lleguen a equilibrar.


Fuente: Propia

El Gráfico Nº 5.29 resume la posición de los especialistas de la GART de OSINERGMIN, si la producción de electricidad se sigue concentrando en Lima, ésta será más costosa en las

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Perú

Camisea EE16,4 millón m3/d

P=4600 MWC=4600 MW

P=1200 MWC=1200 MW

Talara EE0,4 millón m3/d

Q medio = 4,4 millón m3/dQ diseño = 7 millón m3/d

L = 1000 km / D = 24”Inversión = 990 millón US$

Tarifa = 1,8 US$ / kpc

Q diseño = 12,8 millón m3/dL = 600 km / D = 24”

Inversión >< 600 millón US$Tarifa = 0,9 US$ / kpc

LA LIBERTAD

PUNO

TACNA

MOQUEGUA

AYACUCHOICAAPURIMAC

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MADRE DE DIOS

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LIMA

JUNIN

UCAYALIPASCO

CAJAMARCA

LORETO

LAMBAYEQUE

AMAZONASPIURA

TUMBES

SAN MARTIN

HUANUCOANCASH

AREQUIPA

Aguaytía EE1,0 millón m3/d

Q medio = 5,5 millón m3/dQ diseño = 7 millón m3/d

L = 500 km / D = 26”Inversión = 455 millón US$

Tarifa = 1,0 US$ / kpc

P=1400 MWC=1400 MW


140

zonas sur y norte del país, ya que estas regiones siempre dependerían de la zona centro para abastecerse, por lo tanto el precio de la energía en estas zonas será mayor, por lo que la solución es desconcentrar la producción de electricidad para beneficiar a todo el país.

Gráfico Nº 5.29Situación al 2015

Fuente: Propia

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Ecuador Colombia

Brasil

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Chile

Océan

o Atlá

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Perú

Camisea EE16,4 millón m3/d

P=600 MWC=1200 MW

Exportar desde el Centrohacia el Norte y Sur

¿Eso le conviene al País?

LA LIBERTAD

PUNO

TACNA

MOQUEGUA

AYACUCHOICAAPURIMAC

CUSCO

MADRE DE DIOS

HUANCAVELICA

LIMA

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UCAYALIPASCO

CAJAMARCA

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LAMBAYEQUE

AMAZONASPIURA

TUMBES

SAN MARTIN

HUANUCOANCASH

AREQUIPA

7,5 TWh / 75 TJ/d1000 MW

P=ProducciónC=Consumo

4,3 TWh / 43 TJ/d600 MW

P=400 MWC=1400 MW

P=6200 MWC=4600 MW

Zona Importadora(precios altos)

Zona Exportadora(precios bajos)

Zona Exportadora(precios altos)


141

6. Conclusiones

Al concluir este capítulo se pueden establecer las siguientes conclusiones:

• Es necesario efectuar una política energética que se oriente a la seguridad del suministro “nacional” y “zonal”. Para ello se debe hacer: i) planificación de los sistemas de transpor-tes (gasoductos y electroductos); y ii) orientar la generación (con capital privado) en las Zonas Críticas, mediante la cobertura de los costos extras.

• Los costos extras son producto de la competencia de los transportes de energía.

• Diversificar la generación, tanto en tipo como en ubicación mediante la promoción y el pago de los costos no cubiertos por la tarifa (subsidio).

• Los subsidios no deben asumirse como un costo marginal sino como el incremento del costo medio por diversificación.

• Desarrollar los gasoductos troncales hacia el Norte y Sur deben ser la prioridad del Es-tado: i) Dentro del gasoducto Sur, la ruta de mejor costo y mayor potencial futuro para el país es la Sierra (Cusco, Puno, Arequipa, Moquegua, Tacna); ii) El gasoducto Norte por la costa presenta ventajas constructivas, pero puede evaluarse un gasoducto Ayacucho, Huancayo, Tarma, Chimbote.

• Las ampliaciones apremiantes de la Transmisión Eléctrica deben de hacerse minimizan-do el Costo de Corto Plazo, ya que estas deben adaptarse a la Estrategia de Largo Plazo (gasoductos): i) La ampliación de Mantaro – Socabaya debe hacerse con la mínima inver-sión; y ii) El anillo de Lima (Chilca – Zapallal) debe hacerse en 220 kV.

• Al año 2015 se requiere “incentivar” generación hidroeléctrica en cada zona, de acuerdo a los tamaños requeridos, para lo cual, el Ministerio de Energía y Minas: i) Debe evaluar y definir los proyectos necesarios en cada Zona (Norte, Centro y Sur), y ii) Concursar estos proyectos y asignar un pago extra (subsidio) por la parte no cubierta en la tarifa.

• Todas estas cosas requieren cambio en la Ley para instrumentar: i) Promoción de ga-soductos troncales; ii) Incentivos a la generación termoeléctrica con gas natural en forma “descentralizada”; y iii) Incentivo a la diversificación de fuentes (hidráulica), de acuerdo con las 3 principales zonas.

• El costo de racionamiento del sector eléctrico debe ser fijado en US$ 3 500 por MWh.

• El generador eléctrico que no puede garantizar en todo momento su potencia firme (a excepción de los mantenimientos programados) debe pagar a la sociedad el costo mar-ginal del sistema, y en caso de falla el costo de racionamiento.

• La mejor alternativa para incrementar la seguridad en la producción de electricidad de-bido a posibles fallas en el suministro del gas natural es obligar a la instalación de máqui-nas duales (gas natural – Diesel Nº2) con sistemas de aprovisionamiento desde plantas de ventas vía poliductos.

• Es más conveniente para el sistema eléctrico la instalación de parques de generación tér-mica cercanos a las plantas de almacenamiento de combustibles líquidos ya instalados en el país.

• El reconocimiento de la dualidad de la central de punta más la redundancia en el com-bustible significa incrementar el precio de la potencia de punta en 9%.

• El costo medio de producción de un ciclo combinado equivale a US$ 34 por MWh, mien-tras que una central hidráulica típica tiene un costo medio de US$ 50 por MWh. Por lo


142

tanto, en las condiciones actuales, es muy difícil que el ciclo combinado pueda ser des-tronado por la central hidráulica.

• Si existiera un fondo, con recursos provenientes de los beneficios sociales que trae usar el gas natural en otras labores industriales diferentes a la producción de electricidad, en-tonces el costo medio de producción de electricidad con centrales hidráulicas se puede reducir por debajo del costo medio de las centrales térmicas a gas natural.

• El menor costo de producción de la central hidráulica garantiza que la sustitución del ciclo combinado por la hidroeléctrica no se traduzca en la elevación del precio de la electricidad.

Recomendaciones

143

Capítulo VI

Recomendaciones

Al concluir este documento podemos establecer las siguientes recomendaciones:

Modificar los sistemas de pago de la potencia firme para que sean un incentivo a la garan-•tía de electricidad. El pago de la potencia firme debe ser una opción que puede tomar el generador que quiera tener un ingreso garantizado, pero debe compensar con el costo de falla en caso no provea lo garantizado.

Definir un plan de desarrollo de la generación-transmisión de electricidad de la mano de •los sistemas de transporte de gas natural, para incrementar la seguridad y al mismo tiempo reducir el costo social para el país.

Efectuar generación de emergencia, a través de la implementación de un Decreto de Ur-•gencia para dotar al sistema de 300 MW adicionales.

Realizar administración del racionamiento.•Establecer una política sectorial para el desarrollo sostenible de las fuentes de energía, ello •mediante el desarrollo integrado del gas natural y la electricidad, la ampliación y diversifi-cación de la oferta, el uso eficiente de los recursos (fuentes e infraestructura), la adminis-tración de la demanda y el fortalecimiento institucional.

Mejorar la autoridad del COES.•Posibilitar que los precios del gas natural favorezcan el crecimiento eficiente, ya que el •precio del gas natural para el mercado interno debe reflejar progresivamente los costos de oportunidad de los mercados relevantes (evitar la volatilidad) y el precio del mismo debe ajustarse con un impuesto específico para equilibrar el costo de oportunidad, y lo recauda-do de este impuesto se destinaría al desarrollo de proyectos hidroeléctricos y otras fuentes renovables, se otorgaría incentivos para la generación eficiente de ciclo combinado, y al desarrollo de infraestructura de líneas de transmisión y gasoductos.

Incrementar la disponibilidad de gas natural.•


144

Imponer penalidad por uso ineficiente del gas natural.•Incrementar la reserva del Sistema Eléctrico, a través de licitaciones con Proinversión.•Redefinir los pagos por confiabilidad (Potencia y Energía Firme).•Incrementar la disponibilidad de Diesel Nº2.•Realizar la promoción de grandes proyectos hidráulicos con Buen Factor de Planta.•Desconcentrar la generación a gas natural hacia el norte y sur.•Incorporar la Función de monitorear la seguridad del Sistema Eléctrico y de gas natural •(OSINERGMIN).

Crear una institución con el propósito de fomentar la hidráulica.•

Anexos

145

Anexos


146

Anexo 1: Transporte actual de energía en el país (electroductos y gasoductos)

ECUADOR

CHILE

BOLI

VIA

BRASIL

COLOMBIA

CAJAMARCA

AMAZONAS

LORETO

SAN MARTIN

ANCASH

HUANUCO

PASCO

LIMA

JUNIN

UCAYALI

CUSCO

HUANCAVELICA

APURIMAC

MADRE DE DIOS

PUNO

AREQUIPA

MOQUEGUA

TACNA

ICA

MANCORA

CHULUCANAS

SECHURA

MORROPON

HUANCABAMBA

CELENDINTUMAN

SIHUAS

POMABAMBA

AUCAYACU

ANTAMINA

TAYABAMBA

TOCACHE

TARAPOTO

ANDAHUASI

YAUPI

C.H.YUNCAN

HUACHO

ZAPALLAL

PUQUIO

PAMPAS

REPARTICION

BELLA UNION

MAJES

TAPARACHIJULIACA

TACNA

MONTALVOMOQUEGUA

ILO 2

PTO. MALDONADO

PAUCARTAMBO

CH SAN GABAN

PUCALLPA

MALPASO

ANDAHUAYLAS

QUILLABAMBA

CAUDALOSATAMBO DE MORA

PALPA

RESTITUCION

JAUJA

CHUMPE

CALLAHUANCAMOYOPAMPA

HUAMPANIBALNEARIOSSANTA ROSAVENTANILLA

CHAVARRIA

CAHUA

UCHUCCHACUA

Chimbote

CASMA

SAN JACINTONEPEÑA

CAÑON DEL PATOAUCAYACU

RIOJA

HUANUCO

PALLASCA

TUMBES

MALACAS

El ARENAL

PAITA

SULLANA

VERDUN

CURUMUY

IQUITOSZARUMILLA

CHICLAYOOESTE

CAJAMARCA

MOTUPELA VIÑA

ILLIMO

CARHUAZ

TICAPAMPA

PARAMONGA

POMACOCHA

PARAGSHA

MANTARO

ANTAURASAN RAFAEL

PUNO

CALANA

TARATACHALLAHUAYA

ARICOTA I

ILO

CHILINACHARCANI

I,II,III,IV,VI SOCABAYACHARCANI V

CHUQUIBAMBILLA

DOLORESPATA

CHALHUANCA

PACHACHACA

OLMOS

PIURA

CAJABAMBA

GERA

AGUAYTIA

CHUNCHUYACU

MATUCANA

HUANCAVELICA

CALLALLI

CHAHUARES

HUARAZ

OROYA NUEVA TARMA

CONDORCOCHA

NASCA

TALARA

LA UNION

ABANCAY

C.H. MACHU PICCHUAYACUCHO

HUANTA

CAÑETE

MARCONASAN NICOLAS

CARHUAMAYO

OXAPAMPA

YANANGOC.H.CHIMAY

HUARAL HUINCO

LA PAMPA

AUCAYACU

TINGO MARIA

MOTIL

CHARATOTUZCO

TRUJILLO NORTE

ZORRITOSIQUITOS

JAEN

CARHUAQUERO

CHILETE

VIZCARRA

CHUPACAHUAYUCACHI

QUENCOROPISAC

COMBAPATA

SICUANI

TINTAYA AYAVIRIAZANGARO

ILAVE

POMATA

MOLLENDO

TOQUEPALA

EL AYRO

TOMASIRI

LA YARADA

TOQUELA ALTO

BOTIFLACA

COTARUSE

PACASMAYO

PIERINA

CHACHAPOYAS

CAYALTI

AYACUCHO

PARACAS

INDEPENDENCIA

TACAMAICA

VILLACURI

CANGALLO

PISCO

SANTA MARGARITA

YURIMAGUAS

MUYO

BAGUA CHICA

BELLAVISTA

BAGUA GRANDE

MOYOBAMBA

LAMBAYEQUE

YARINACOCHA

REPARTICIÓN

HUARMEY

TUMBES

PARAMONGANUEVA

PIURA

MACHALA

NVO. ZORRITOS

PTO. PIZARRO

LA PELOTA

CACLIC

SAN MARCOS

CAYLLOMA

ARCATA

LOS HEROES

CAMISEALA OROYA

CONSTANTE

CERRO VERDE

PIURAOESTE

CARAZ

YANACOCHA

LA LIBERTAD

OCCIDENTE

VIRÚ

STGO DE CAOMALABRIGO

ALTO CHICAMA

MORENA

Camisea

211

Humay

Lurín

Melchorita

Trujillo

o

DESCRIPCIÓN

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 138 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 33-50-60-66 kV

SUBESTACIÓN

CENTRAL HIDRÁULICA

CENTRAL TÉRMICA

CAPITAL DE DEPARTAMENTO

LÍNEASEXISTENTES

LÍNEASPROYECTADAS

o

GASODUCTO

OCÉANO PACÍFICO

CHAVARRIA

MOYOPAMPA

POMACOCHA

HUINCO

A INDEPENDENCIA

VENTANILLA

CIRCUITO LIMA

CALLAHUANCA

PACHACHACA

HUAMPANI

SAN JUAN

ARICOTA 2

CACHIMAYO INCA

GOYLLARISQUIZGA

GALLITO CIEGO

INGENIO

COBRIZA

Anexos

147

Anexo 2: Transporte futuro de energía en el país (electroductos y gasoductos)

ECUADOR

CHILE

BRASIL

COLOMBIA

CAJAMARCA

AMAZONAS

LORETO

SAN MARTIN

ANCASH

HUANUCO

PASCO

LIMA

JUNIN

UCAYALI

CUSCO

APURIMAC

MADRE DE DIOS

PUNO

AREQUIPA

MOQUEGUA

TACNA

ICAAYACUCHO

LAMBAYEQUE

TUMBES

PIURA

LA LIBERTAD

Camisea

Ilo

Juliaca

Quillabamba

211

Humay

Lurín

Melchorita

Trujillo

o

DESCRIPCIÓN

LÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 220 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 138 kVLÍNEA DE TRANSMISIÓN EN 33-50-60-66 kV

SUBESTACIÓN

CENTRAL HIDRÁULICA

CENTRAL TÉRMICA

CAPITAL DE DEPARTAMENTO

GASODUCTO

LÍNEASEXISTENTES

LÍNEASPROYECTADAS

o

BOLI

VIA

OCÉANO

PACÍFICO

CHAVARRIA

MOYOPAMPA

POMACOCHA

HUINCO

A INDEPENDENCIA

VENTANILLA

CIRCUITO LIMA

CALLAHUANCA

PACHACHACA

HUAMPANI

MANCORA

CHULUCANAS

SECHURA

MORROPON

HUANCABAMBA

CELENDINTUMAN

SIHUAS

POMABAMBA

AUCAYACU

ANTAMINA

TAYABAMBA

TOCACHE

TARAPOTO

ANDAHUASI

YAUPI

C.H.YUNCAN

HUACHO

ZAPALLAL

PUQUIO

PAMPAS

REPARTICION

BELLA UNION

MAJES

TAPARACHIJULIACA

TACNA

MONTALVOMOQUEGUA

ILO 2

CACHIMAYO INCA

PTO. MALDONADO

PAUCARTAMBO

CH SAN GABAN

PUCALLPA

MALPASO

ANDAHUAYLAS

QUILLABAMBA

CAUDALOSA

TAMBO DE MORA

PALPA

RESTITUCION

JAUJA

CHUMPE

CALLAHUANCAMOYOPAMPA

HUAMPANIBALNEARIOSSANTA ROSA

VENTANILLACHAVARRIA

CAHUA

UCHUCCHACUA

CASMA

SAN JACINTONEPEÑA

CAÑON DEL PATOAUCAYACU

RIOJA

HUANUCO

PALLASCA

TUMBES

MALACAS

El ARENAL

PAITA

SULLANA

VERDUN

CURUMUY

CHULUCANAS

IQUITOSZARUMILLA

CHICLAYOOESTE

CAJAMARCA

MOTUPELA VIÑA

ILLIMO

CARHUAZ

TICAPAMPA

PARAMONGA

POMACOCHA

PARAGSHA

MANTARO

ANTAURASAN RAFAEL

PUNO

CALANA

TARATACHALLAHUAYA

ARICOTA IMOQUEGUA

ILO

CHILINACHARCANI

I,II,III,IV,VI SOCABAYACHARCANI V

REPARTICION

CHUQUIBAMBILLA

DOLORESPATA

CHALHUANCA

PACHACHACA

OLMOS

PIURA

CAJABAMBA

GERA

AGUAYTIA

CHUNCHUYACU

HUANCAVELICA

CALLALLI

CHAHUARES

HUARAZ

OROYA NUEVA TARMA

CONDORCOCHA

NASCA

TALARA

CHULUCANAS

LA UNION

ABANCAY

ANDAHUAYLAS

C.H. MACHU PICCHUAYACUCHO

HUANTAINGENIO

CAÑETE

MARCONA

SAN NICOLAS

COBRIZA

CARHUAMAYO

OXAPAMPA

YANANGOC.H.CHIMAY

HUINCO

CALLAHUANCA

LA PAMPA

AUCAYACU

TINGO MARIA

MOTIL

CHARATOTUZCO

ZORRITOSIQUITOS

JAEN

CARHUAQUERO

CHILETEGALLITO CIEGO

VIZCARRA

GOYLLARISQUIZGA

CHUPACAHUAYUCACHI

QUENCOROPISAC

COMBAPATA

SICUANI

TINTAYA AYAVIRIAZANGARO

ILAVE

POMATA

MOLLENDO

TOQUEPALA

ARICOTA 2EL AYRO

TOMASIRI

LA YARADA

TOQUELA ALTO

TARATA

BOTIFLACAMOQUEGUA

COTARUSE

GUADALUPEPACASMAYO

PIERINA

CHACHAPOYAS

CAYALTI

PARACAS

INDEPENDENCIA

TACAMAICA

VILLACURI

CANGALLO

PISCO

SANTA MARGARITA

YURIMAGUAS

MUYO

BAGUA CHICA

BELLAVISTA

BAGUA GRANDE

MOYOBAMBA

POMALCA

YARINACOCHA

REPARTICIÓN

HUARMEY

PARAMONGANUEVA

MACHALA

NVO. ZORRITOS

PTO. PIZARRO

LA PELOTA

CACLIC

SAN MARCOS

CAYLLOMA

ARCATA

LOS HEROES

CAMISEALA OROYA

CONSTANTE

CERRO VERDE

TAPARACHI

PIURA OESTE

CARAZ

YANACOCHA

OCCIDENTE

VIRÚ

STGO DE CAO

MALABRIGO

ALTO CHICAMA

MORENA

SAN JUAN

HUARAL

CHIMBOTE

TRUJILLO NORTE

MATUCANA

HUANCAVELICA


148

Anexo 3: Potencial disponible de energía geotérmica

Anexos

149

Anexo 4: Potencial disponible de energía eólica


150

Anexo 5: Potencial disponible de energía solar

Bibliografía

151

Bibliografìa

1.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Plan Referencial de Hidrocarburos 2007-2016’. Lima, Perú. 2006.

2.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Plan Referencial de Electricidad 2006-2015’. Lima, Perú. 2006.

3.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Plan Nacional de Electrificación Rural 2006-2015’. Lima, Perú. 2006.

4.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Plan Referencial de Energía al 2015’. Lima, Perú.

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http://www.proinversion.gob.pe/RepositorioAPS/0/0/JER/FORO_REGIONES_PRESENTACIO-NES/Precursores/MINEM_Amadeo%20Prado.pdf

9.- Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía, ‘Boletín Estadístico Mensual Sector Hidro-carburos – Informe Junio de 2008’. Lima, Perú. 2008.

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11.- OLADE, ‘Competencia en mercados energéticos: Documento Nacional de Lecciones Apren-didas – Caso Perú’. Abril 2006.


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12.- Rojas, Oswaldo; Rojas, Jorge y Salas, Julio. ‘Situación energética de los hidrocarburos en el Perú’. Págs. 21-32. Noviembre de 2006.

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13.- Diversificar la Matriz Energética del Perú

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http://sisbib.unmsm.edu.pe/bibvirtualdata/publicaciones/administracion/n18_2006/a03.pdf

16.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Venta de combustibles en el país: Enero – Junio 2008’. Lima, Perú. 2008.

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17.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Producción de Hidrocarburos Líquidos junio 2008’. Lima, Perú. 2008.

18.- CIES. ‘Política Energética frente a la elevación de los precios del petróleo’. Lima, Perú. 2008.

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19.- Ministerio de Energía y Minas. ‘Hacia una nueva matriz energética en el Perú’. Págs. 2-13. Lima, Perú 2007.

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