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# 12Proyecciones de la

Matriz Energética alLargo Plazo

Ricardo Alejos

Proyecciones de la Matriz Energética al Largo Plazo

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Ricardo Alejos

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Presidente de la RepúblicaOllanta Humala Tasso

Presidente del Consejo de MinistrosÓscar Valdés Dancuart

Presidente del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento EstratégicoGermán Alarco Tosoni

Miembros del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento EstratégicoJosé Antonio Arévalo Tuesta, Javier Enrique Dávila Quevedo, Vladimiro Huaroc Portocarrero, Grover Germán Pango Vildoso, José Fernando Valdéz Calle

Director Nacional de Prospectiva y Estudios EstratégicosJoel Jurado Nájera

Director Nacional de Coordinación y Planeamiento Estratégico (e)Ramón Pérez Prieto

Director Nacional de Seguimiento y EvaluaciónElías Ruiz Chávez

Ciencia y TecnologíaModesto Montoya Zavaleta

Asesor encargado de publicacionesLuis Lozano Grández

© Centro Nacional de Planeamiento EstratégicoAv. Canaval y Moreyra 150, Edificio Petroperú, piso 10, San Isidro, Lima, PerúTeléfono: 711-7300Correo electrónico: [email protected]ón URL: www.ceplan.gob.peDerechos reservadosPrimera edición: diciembre de 2011Hecho el depósito legal en la Biblioteca Nacional del Perú N.°: 2011-15808ISBN: 978-612-46106-4-6Imprenta: JL Hang Tag & Etiqueta S.A.CTiraje: 2 000 ejemplares

El CEPLAN no necesariamente coincide con el contenido y las opiniones vertidas por los autores en los trabajos que publica. Autoriza la reproducción parcial o total de este material por cualquier sistema mecánico, electrónico y otro, sin fines de lucro y citando la fuente.

CONTENIDO

Presentación ............................................................................................................ 7

Introducción ........................................................................................................... 9

1 Marco General de la Investigación .................................................................. 15

1.1 Plan Estratégico de Desarrollo Nacional al 2021 ...................................... 15

1.2 Política del Ministerio de Energía y Minas ................................................ 16

1.3 Metodología Utilizada. ............................................................................ 17

1.3.1 Información a utilizada en la elaboración de escenarios. ................ 18

1.3.2 Software LEAP ................................................................................ 18

1.3.3 Base de datos utilizada. .................................................................. 20

2 Contexto Internacional ................................................................................... 21

2.1 Crecimiento Económico Global ............................................................... 21

2.2 Consumo Mundial de Energía .................................................................. 21

2.3 Reservas de Hidrocarburos por Regiones ................................................. 24

2.4 Petróleo ................................................................................................... 25

2.4.1 Reservas de petróleo ....................................................................... 25

2.4.2 Producción de petróleo ................................................................... 26

2.4.3 Precios de petróleo ......................................................................... 27

2.5 América Latina ......................................................................................... 28

3 Desarrollo de la Matriz Energética .................................................................. 31

3.1 Consumo de Energía por Fuentes ............................................................. 31

3.2 Consumo de Energía por Sectores ............................................................ 32

3.3 Desarrollo de la Matriz Energética de Producción de Electricidad ............ 34

3.3.1 Demanda de electricidad ................................................................ 34

3.3.2 Producción y capacidad de producción de electricidad. ................. 35

4 Contexto del Año Base 2009 .......................................................................... 39

4.1 Reservas de Energéticos. .......................................................................... 39

4.2 Consumo de Energía por Fuentes y Sectores. ........................................... 41

4.3 Producción de Energía Primaria ............................................................... 42

4.4 Importación y Exportación de Energía Primaria ........................................ 43

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4.5 Situación de la Producción y Abastecimiento de Electricidad................... 44

5 Resumen de los Escenarios Simulados ............................................................ 49

6 Resultados de Escenarios Tendenciales del 2011 al 2016 ................................ 53

6.1 Escenario A .............................................................................................. 53

6.1.1 Demanda ........................................................................................ 53

6.1.2 Oferta ............................................................................................. 56

6.1.3 Resultados del Escenario A ............................................................. 58

6.2 Escenario B .............................................................................................. 62

6.2.1 Demanda ........................................................................................ 62

6.2.2 Oferta ............................................................................................. 64

6.2.3 Resultados del Escenario B .............................................................. 64

6.3 Análisis del Sector Eléctrico ..................................................................... 68

6.3.1 Incertidumbres que afectan la generación de electricidad ............... 68

6.3.2 Restricciones de transporte de electricidad ..................................... 69

6.3.3 Restricciones de transporte de gas natural ....................................... 70

6.3.4 Situación de la reserva eléctrica en el próximo quinquenio ............ 70

7 Resultados de Escenarios Prospectivos del 2011 al 2040 ................................ 71

7.1 Crecimiento Económico ........................................................................... 71

7.2 Escenario I ............................................................................................... 71

7.2.1 Demanda ........................................................................................ 71

7.2.2 Oferta ............................................................................................. 72

7.2.3 Resultados del Escenario I ............................................................... 73

7.3 Escenario II .............................................................................................. 75

7.3.1 Demanda ........................................................................................ 75

7.3.2 Oferta ............................................................................................. 76

7.3.3 Resultados del Escenario II .............................................................. 77

7.4 Escenario III ............................................................................................. 79

7.4.1 Demanda ........................................................................................ 79

7.4.2 Oferta ............................................................................................. 80

7.4.3 Resultados del Escenario III ............................................................. 81

7.5 Requerimientos Primarios – Por Escenario ................................................ 84

10 Conclusiones .................................................................................................. 87

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PRESENTACIÓN

Una preocupación de muchos países consiste en plantear escenarios a mediano y largo plazo para el sector energético. Lo anterior debido a la importancia y a las modifi cacio-nes continuas en dichos mercados. En algunos casos esta preocupación se origina por los elevados costos de los energéticos como consecuencia de la situación económica mundial, en otros, se torna imprescindible porque no existe disponibilidad de energéti-cos sufi cientes para atender la demanda de poblaciones y sectores productivos.

En el caso peruano, con la entrada en operación del proyecto Camisea en el año 2003, se inició el proceso de cambio de la matriz energética. Esta era defi citaria en hidrocarburos y se orientó a ser exportadora neta de éstos en el largo plazo. Este pro-ceso de cambio no se inició en el año 2003, sino a inicios de la década con la fi rma de los contratos de explotación con el consorcio Camisea. A la fecha, la importancia creciente del gas natural exige mayores ampliaciones en las instalaciones previstas al inicio del proyecto.

Una de las primeras conclusiones que se derivan del proceso de prospectiva del sec-tor energía, es que los cambios de la matriz energética implican periodos largos de maduración que pueden tomar de 10 a 20 años. La experiencia de Camisea es un ejemplo palpable de esto, ya que este proceso se dió inicio en la década de 1980 con el descubrimiento de los yacimientos.

La matriz energética original está sujeta a los efectos negativos derivados de las fl uc-tuaciones del precio del petróleo. Por ello, se puede inferir que las acciones futuras del país se orientarán principalmente -en la medida de lo posible- a disminuir esa dependencia mediante políticas de Estado que reorienten el consumo.

El potencial de la hidroenergía para la generación eléctrica es todavía poco utilizado (60 GW). El mismo podría verse reducido debido no sólo a la mayor explotación futu-ra del recurso y a los inconvenientes para la construcción de centrales hidroeléctricas en la Amazonía y otras zonas del país.

Esto llevaría a la necesidad de evaluar en un horizonte mayor de análisis el ingreso de la tecnología nuclear y del mayor uso de las energías renovables no convencionales como podrían ser la eólica, solar y otras como los biocombustibles. Sin embargo, aún cuando se han emitido normas que obligan algunas cuotas asociadas al ingreso de algunos de estos energéticos, en el presente trabajo, no se ha evaluado la oportunidad y viabilidad de los mismos.

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Esta prospectiva del sector energía comprende inicialmente un breve análisis nacional e internacional de las fuentes y usos de la energía. Luego continúa con una revisión del desarrollo de la matriz energética de los últimos años ahondando en los detalles de la matriz eléctrica.

Posteriormente se elabora el análisis de las condiciones del año base 2009, y en se-guida se establecen los escenarios tendenciales de crecimiento de la economía para presentar al fi nal los resultados de las simulaciones sobre la demanda, oferta y reser-vas de energía.

Se considera que el presente documento de trabajo servirá para motivar el debate sobre estos temas que interesan tanto al público en general como a los profesionales involucrados en las actividades del sector energía.

Lima, diciembre de 2011

Germán Alarco Tosoni Presidente del Consejo Directivo del Centro Nacional de Planeamiento Estratégico

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INTRODUCCIÓN

El Perú se encuentra en un proceso de crecimiento económico continuo desde hace 10 años. Para sostener dicho crecimiento es necesario asegurar el suministro energéti-co, pues es insumo esencial en toda actividad diaria de la población y en la actividad productiva. Asegurar un suministro continuo y de calidad no es condición sufi ciente para contribuir al crecimiento económico sino también que es necesario asegurar precios competitivos de los energéticos, los mismos que redundarán en una mayor competitividad de los productos nacionales en el mercado internacional y mejores condiciones para la población.

En el último lustro el sector energético ha afrontado hechos que le han exigido a los gobiernos de turno tomar acciones de emergencia y excepcionales para evitar prin-cipalmente dos hechos. El primero de ellos fue la interrupción o insufi ciencia, en algunos momentos, del abastecimiento de hidrocarburos (en particular gas licuado de petróleo [GLP] y gas natural) y también la interrupción o racionamiento de electri-cidad, en este último caso afectando a grandes usuarios de electricidad mayormente dedicados a la minería en la zona norte del país.

El segundo hecho de importancia fue la abrupta subida de los precios internacionales del petróleo meses antes de la crisis fi nanciera internacional del año 2009, luego de lo cual los precios bajaron y a la fecha han recuperado parte de su valor previo a la crisis manteniéndose relativamente altos, esto afectó a todos los consumidores no sólo de hidrocarburos sino también en la producción eléctrica.

A los dos puntos anteriores se suma con importancia creciente en Perú y a nivel mun-dial los impactos del sector energía en el medio ambiente y en las relaciones sociales entre el Estado, las poblaciones aledañas y empresas. En el caso del medio ambiente las actividades del sector energía impactan en la construcción de nueva infraestructu-ra y en la operación de las mismas. En lo social, en los territorios en los cuales se ubi-can estos proyectos se encuentran poblaciones que viven históricamente en pobreza y además se afecta el recurso agua (del cual dependen) sea por su uso o por contamina-ción accidental. Todo ello genera oposición y en otros casos rechazos al desarrollo de infraestructura de explotación de energéticos. Estos impactos sociales y ambientales afectan a su vez el desarrollo del sector y hacen necesario por lo tanto generar meca-nismos de diálogo y negociación para ejecutarlos según los requerimientos de energía y en plazos determinados.

Las políticas implementadas a inicios de la década de 1990 diseñaron un esquema del

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sector energético basado en el libre mercado, la inversión privada y la regulación del Estado, manteniendo a este último actor en la labor normativa del sector, permitiendo a la inversión privada el manejo y la inversión del sector energía. Dichas reformas no se terminaron de implementar por completo por diversas razones, por ello, a la fecha existen empresas estatales que le permiten al Estado tener cierta capacidad de actua-ción en determinados mercados.

Otra de las características del modelo implementado durante la década de los noventa fue que la actividad de planifi cación para prever inversiones y su ejecución se dejaron al libre actuar de los actores privados.

Por lo comentado hasta ahora se ha venido generando consenso entre los actores del sector sobre la necesidad de volver a realizar planifi cación no sólo en la energía sino también en otros sectores del Estado. Esta experiencia peruana en el sector energía no es la única en el escenario internacional pues las llamadas “crisis energéticas” se han presentado en otros países que implementaron en parte o en mayor medida el mismo modelo como Chile, Argentina y Brasil.

En este contexto brevemente descrito se hace necesario reconocer la situación actual, evaluar lo ejecutado y sobretodo planifi car el futuro.

Reorientar el sector energético implica plantear objetivos principales del mismo. En este caso nos permitimos enumerar tres objetivos principales que también son co-munes a otros países del mundo para sus respectivos sistemas energéticos. El primer objetivo es lograr la llamada seguridad o independencia energética la cual implica que cada país tenga acceso abundante a la energía de manera segura y con un uso efi ciente y sostenible.

El segundo objetivo debe ser asegurar precios que no afecten la economía nacional e impidan su desarrollo. Y un tercer y último objetivo es lograr que el abastecimiento sea sustentable, en balance y cuidado en lo posible del medio ambiente y la pobla-ción para no generar confl ictos sociales sino más bien oportunidades de desarrollo para el Estado, la empresa y el país.

Uno de los primeros pasos para el proceso de planifi cación es determinar las variables de demanda y oferta futura y la evaluación de las reservas de tal manera de permitir-nos el autoabastecimiento y el manejo a los vaivenes de los precios internacionales.

El presente trabajo desarrolla una aproximación para determinar lo enumerado en el párrafo precedente, cuantifi cando cuáles serán los requerimientos energéticos (hidro-carburos y electricidad) del país en los próximos años según el crecimiento económi-co esperado, cuál es la infraestructura necesaria para atenderlos, cuál es la participa-ción porcentual de cada fuente en la matriz energética futura al año 2040 y cómo será la evolución de las reservas de energéticos propios en dicho periodo.

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Los estimados futuros se desarrollan en cinco escenarios, dos de mediano plazo consi-derado el periodo 2011 – 2016 y tres de largo plazo 2011 – 2040. Para los dos prime-ros tiene como premisas dos escenarios de desarrollo económico alto y medio, para el largo plazo, tres escenarios, alto, medio y bajo.

Las condiciones de la oferta de largo plazo consideran la utilización mayoritaria del recurso hídrico para la expansión del sector eléctrico. Para el sector hidrocarburos dos de los escenarios (bajo y medio) consideran el desarrollo de nuevas reservas de gas natural y de petróleo que son conocidas a la fecha pero que aún no inician su explotación.

La metodología utilizada para la simulación de la matriz energética es la denominada técnica de escenarios. Esta técnica es un instrumento de prospectiva que permite rea-lizar la exploración del futuro con el objeto de analizar estados posibles del sistema energético nacional y sus eventuales implicancias sobre otros aspectos más específi -cos, como podría ser un sector económico de la cadena de suministro de una fuente de energía.

Se han utilizado como información base los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos más recientes elaborados por el Ministerio de Energía y Minas, los mis-mos que han sido actualizados con la información más reciente sobre la demanda y oferta actual del mercado energético en el Perú, que se encuentra publicada en los últimos balances de energía de los años 2008 y 2009.

El software utilizado para el manejo de los datos es el modelo LEAP (Long- range Ener-gy Alternatives Planning System) desarrollado por el Stockholm Environment Institute (SEI-US). El cual es regularmente actualizado por el SEI-US, y una serie de institucio-nes académicas internacionales, entre ellas Fundación Bariloche.

La base de datos utilizada consta de los balances de energía históricos desde el año 1980 al año 2007, utilizando información publicada por The International Energy Agency (IEA) y publicada en la página web ([en línea] http://www.energycommunity.org/) en el formato utilizado por el modelo LEAP, esta información ha sido verifi ca-da con los balances publicados por el Ministerio de Energía y Minas y debidamente actualizada para los años 2008 y 2009 y corregida en algunos casos para mantener coherencia en los datos históricos.

Este trabajo por lo tanto abarca en su primera parte una vista general de los contextos internacional y nacional en los cuales se muestran algunos aspectos relacionados a la relación entre el crecimiento económico global y los consumos de energía, la si-tuación de las reservas mundiales de energía y una vista rápida a las condiciones del recurso petróleo a nivel mundial. Continúa con un análisis del desarrollo histórico de la matriz energética nacional por fuentes y sectores productivos tomando principal-mente datos del Ministerio de Energía y Minas y también una revisión del desarrollo

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del sector eléctrico de los últimos años. Para iniciar las proyecciones de la matriz energética futura de mediano y largo plazo se determina las condiciones del año base utilizado, en este caso el 2009 pues se tenía a la fecha de elaboración de este docu-mento la información completa de dicho año. Para la elaboración de los escenarios de mediano y largo plazo se establecieron también las condiciones asumidas de futuros, según lo indica la metodología prospectiva de escenario, estableciendo dos escena-rios para el mediano plazo y tres para el largo plazo. Finalmente, las dos últimas partes de este documento presentan la cuantifi cación futura de la matriz energética para los escenarios de mediano plazo (2011-2016) y de largo plazo (2011 – 2040).

Si bien parte de los temas importantes en la coyuntura actual del sector es la evalua-ción de mayor cantidad de ingreso de energías renovables en la matriz energética del sector eléctrico no se han elaborado escenarios de un mayor ingreso en la producción anual de los mismos. A la fecha se ha establecido por ley que un 5 por ciento del total de la producción eléctrica esperada sea basada en recursos renovables, además bajo dicha norma se han realizado dos subastas asegurando para los próximos años el in-greso de proyectos de renovables eólicos, minihidráulicos, solares y de biomasa. Por lo tanto la producción con energías renovables se ha mantenido constante a los largo del periodo estudiado.

Tampoco el presente estudio considera el impacto probable del cambio climático en las condiciones hidrológicas de la producción eléctrica pues la misma presenta to-davía mucha incertidumbre respecto a qué tipo de condiciones nuevas se generarían en los periodos de lluvias y sequias. Sin embargo, sí se consideran el uso de nuevas reservas de gas natural que se han estimado en el último año y de reservas de petróleo crudo, así como el ingreso de la tecnología nuclear para generación eléctrica después de la década de 1930.

Objetivos

Los objetivos del estudio son los siguientes:

a. Elaborar la proyección de la matriz energética de mediano plazo (2011-2016) me-diante la elaboración de dos escenarios tendenciales de desarrollo energético, ba-sados en los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos.

b. Elaborar la proyección de la matriz energética de largo plazo (2011-2040) median-te la elaboración de tres escenarios de desarrollo cuyas características tomarán como base los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos y, para los años restantes, características a ser concordadas con CEPLAN.

Las proyecciones se han elaborado utilizando el software LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning System) y sus resultados presentados en archivos de hojas de cálculo Excel.

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El objetivo del presente documento de trabajo es presentar los resultados de las pro-yecciones de la matriz energética de largo (2011-2040) y mediano plazo (2011-2016).

Alcances

El alcance del presente trabajo es presentar las proyecciones de la matriz energética de largo plazo (2011-2040) y mediano plazo (2011-2016). Para ello se ha establecido los siguientes alcances:

Resultados de las simulaciones indicando la conformación de la matriz energética estimada al año 2016 para cada caso, dividida en porcentaje.

Resultados de las simulaciones indicando la conformación de la matriz energética estimada al año 2040 para cada caso, dividida en porcentaje.

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El marco general sobre el que se elaborarán las perspectivas de la matriz energética de mediano y largo plazo deben responder a los ejes y objetivos de la política nacional trazados por entes gubernamentales como el CEPLAN y el Ministerio de Energía y Minas.

1.1 Plan Estratégico de Desarrollo Nacional al 2021

El presente estudio se enmarca dentro de los seis objetivos nacionales y ejes estratégicos establecidos por el Centro Nacional de Planeamiento Estratégico (CEPLAN) para el Plan Estratégico de Desarrollo Nacional al 2021, dichos lineamientos estratégicos son:

1. Derechos fundamentales y dignidad de las personas.

2. Oportunidades y acceso a los servicios.

3. Estado y gobernabilidad.

4. Economía, competitividad y empleo.

5. Desarrollo regional e infraestructura.

6. Recursos naturales y ambiente.

Este trabajo está orientado a la prospección de desarrollos futuros del sector energía que debe enmarcarse en dichos lineamientos estratégicos. Como los demás sectores económicos, el sector energía está inmerso en dichos lineamientos de manera trans-versal, pues las actividades que desarrolla los afectan directamente. Ejemplos de dicho aspecto transversal son el acceso a los servicios como la electricidad y cuya carencia signifi ca menos oportunidades de desarrollo para muchos ciudadanos; por otro lado, en los aspectos de competitividad el acceso oportuno a combustibles baratos son va-riables que afectan el aparato productivo nacional, como el acceso al gas natural de Camisea, cuya participación ha venido en aumento y que ofrece a múltiples industrias la posibilidad de sustituir combustibles caros y contaminantes por otro barato y menos contaminante, mejorando con ello la competitividad en sus procesos productivos. La

CAPÍTULO

1 MARCO GENERAL DE LA INVESTIGACIÓN

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problemática del uso de recursos naturales, el ambiente y la gobernabilidad ha sido tema recurrente en la coyuntura nacional, debido a la explotación de recursos en zonas de ecosistemas delicados en los cuales las actividades energéticas tienen un fuerte impacto ambiental y, como consecuencia, a nivel social. De la misma forma, las políticas de Estado del Acuerdo Nacional recogidas por el CEPLAN impactan al sector energía en sus cuatro ejes planteados.

Así vistos los objetivos trazados tanto por el CEPLAN como por el Acuerdo Nacional, el presente servicio se orientará a contemplar dentro de sus perspectivas futuras el cumplimiento de las metas trazadas en dichos documentos y cómo ellas impactan en la confi guración de la matriz energética de mediano y largo plazo.

1.2 Política del Ministerio de Energía y Minas

Con fecha 24 de Noviembre de 2010 el Ministerio de Energía y Minas emitió el Decreto Supremo No 064-2010-EM, mediante el cual se aprueba la “Po-lítica Energética Nacional del Perú 2010-2040”, cuya visión es la siguiente:

Un sistema energético que satisface la demanda nacional de energía de manera confi able, regular, continua y efi ciente, que promueve el desa-rrollo sostenible y se soporta en la planifi cación y en la investigación e innovación tecnológica continua.

Asimismo se defi nen los siguientes objetivos de política y los respectivos lineamientos para el logro de los nueve objetivos:

1. Contar con una matriz energética diversifi cada, con énfasis en las fuen-tes renovables y la efi ciencia energética.

2. Contar con un abastecimiento energético en un marco competitivo.

3. Acceso universal al suministro energético

4. Contar con la mayor efi ciencia en la cadena productiva y de uso de la energía.

5. Lograr la autosufi ciencia en la producción de energía.

6. Desarrollar un sector energético con mínimo impacto ambiental y bajas emisiones de carbono en un marco de desarrollo sostenible.

7. Desarrollar la industria del gas natural y su uso en actividades domici-liarias, transporte, comercio e industria, así como la generación eléctri-ca efi ciente.

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8. Fortalecer la institucionalidad del sector energético.

9. Integrarse con los mercados energéticos de la región, que permita el logro de la visión de largo plazo.

Los lineamientos de política establecidos en dicho decreto supremo serán considerados para la elaboración de los escenarios prospectivos de largo plazo.

1.3 Metodología Utilizada

La metodología utilizada para la simulación de la matriz energética es la denominada "técnica de escenarios". Esta técnica es un instrumento de prospectiva que nos permitirá disminuir la incertidumbre en la toma de decisiones, puesto que la incertidumbre es inevitable en la evolución futu-ra de los sistemas socioeconómicos (como es el sector energía).

Esta metodología de escenarios nos permite realizar la exploración del futuro con el objeto de analizar estados posibles del sistema energético nacional y sus eventuales implicancias con otros aspectos más específi -cos, como podría ser un sector económico de la cadena de suministro de una fuente de energía.

Los escenarios son una imagen posible del estado del sistema energético en el futuro. Estos escenarios deben tener una consistencia y compatibi-lidad interna de tal forma que los criterios asumidos para las diferentes variables e hipótesis que conforman un escenario respondan a un marco de referencia.

Para reducir el grado de incertidumbre para la toma de decisiones, es ne-cesario utilizar varios escenarios que puedan ser contrastados entre sí, con la fi nalidad de cubrir las posibles rutas de desarrollo del sistema energé-tico. En la práctica es usual utilizar una variedad limitada de escenarios, generalmente no más de dos o tres, tratando de mantener la cualidad de que se trate de un conjunto de imágenes contrastadas del futuro. Para la formulación de un escenario debe tomarse en cuenta el contexto interna-cional y nacional que se pretende analizar.

La prospectiva, por lo tanto, permite reducir el grado de incertidumbre respecto a las condiciones futuras, sobre la cual no se puede tener certeza. Y lo que hace es explorar el comportamiento de las variables relevantes en el futuro, bajo la modalidad de “qué pasaría sí”, mediante el uso de las técnicas de escenarios.

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1.3.1 Información utilizada en la elaboración de escenarios

Se han utilizado como información base los planes referenciales de electricidad e hidrocarburos más recientes elaborados por el Minis-terio de Energía y Minas, los mismos que han sido actualizados con la información más reciente sobre la demanda y oferta actual del mercado energético en el Perú, que se encuentra publicada en los últimos balances de energía de los años 2008 y 2009.

1.3.2 Software LEAP

Los modelos se utilizan con frecuencia para analizar las interaccio-nes entre economía, energía y medio ambiente y la forma en que éstas pueden afectar el futuro. Muchos modelos tienen como carac-terística la utilización formal y matemática de vincular las variables y relaciones que se proponen describir. Los modelos económicos energéticos se utilizan para pronosticar cuáles serán los consumos futuros, la oferta que atienda la demanda y los impactos ambienta-les derivados de diversas combinaciones.

El modelo LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning system) fue desarrollado por el Stockholm Environment Institute (SEI-US). Su primera versión data de 1975. A fi nes de la década de 1990 el modelo fue actualizado (DOS en Windows). Es actualizado con regularidad por el SEI-US, y una serie de instituciones académicas internacionales, entre ellas Fundación Bariloche. Actualmente se encuentra en su versión 2008.0.0.93.

Desde el año 2003 existe la Comunidad Mundial de Expertos Ener-géticos (COMMEND), coordinada por el SEI-US. Ofrece noveda-des y actualizaciones del modelo, oportunidades de capacitación y experiencias de aplicaciones, y también reciben sugerencias de mejoras a través de su sitio web ([en línea] http://www.energycom-munity.org).

El LEAP es una plataforma computacional diseñada para llevar a cabo una planeación energético-ambiental en forma integrada. Asi-mismo se puede usar para representar una cadena energética espe-cífi ca. LEAP es una herramienta para estudios energéticos- ambien-tales basados en escenarios:

Prospectiva energética (forecasting).

Planeamiento integrado de los recursos.

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Análisis de política energética.

Análisis de mitigación de gases de efecto invernadero.

Balances energéticos e inventarios medioambientales.

Su principal objetivo es brindar un soporte integrado y confi able en el desarrollo de estudios de planeamiento energético integrado. Es del tipo bottom-up y consiste esencialmente en un modelo energé-tico – ambiental basado en escenarios, del tipo demand-driven.

Esto último signifi ca que frente a un determinado escenario de de-manda fi nal de energía, el LEAP asignará los fl ujos energéticos entre las distintas tecnologías de abastecimiento energético, calculando el uso de recursos, los impactos ambientales y detectando la nece-sidad de ampliación de determinados procesos de producción de energía.

Es utilizado principalmente para determinar la evolución del siste-ma energético tanto en países industrializados como en países en desarrollo, para regiones (incluyendo varios países) o para propósi-tos de planeamiento local. El sistema energético representado por LEAP se compone de la siguiente manera:

1. Demanda. Evaluación detallada de la composición de la demanda por sector, subsector, usos fi nales y equipamientos. Crecimiento de la demanda determinado por las relaciones de competencia entre combustibles, intensidades energéticas equipamientos de transformación y cambios estructurales defi nidos por el usuario.

2. Transformación. Evaluación detallada de la confi guración del sis-tema de oferta actual y futura. Defi nición a detalle de las estruc-turas de transformación defi nidas por el usuario. Disponibilidad de algoritmos fl exibles que permitan defi nir múltiples entradas y salidas tales como en los casos de cogeneración de calor y elec-tricidad.

3. Recursos. Representación simple de recursos renovables y no renovables. Presentación de detalle de recursos de biomasa, ba-lance oferta/demanda: Presentación completa del balance pro-yectado. Cálculos iterativos que permiten simular los lazos de retroalimentación del sistema.

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1.3.3 Base de datos utilizada

Como parte de las actividades de Commend Energy se han desarro-llado bases de datos históricas y con proyecciones de más de 100 países, incluido el Perú, sobre los balances de energía utilizando información de IEA.

La base de datos consta de los balances de energía históricos desde el año 1980 al año 2007. Esta información será verifi cada con los balances publicados por el Ministerio de Energía y Minas y debida-mente actualizada para los años 2008 y 2009 y corregida de ser el caso. En el Anexo A se tiene las condiciones para la utilización de dicha base de datos.

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CAPÍTULO

2.1 Crecimiento Económico Global

En los últimos años la economía mundial se caracterizó por un alto nivel de crecimiento económico explicado por el dinamismo de las economías emergentes, en particular China e India, y el alto crecimiento en los Esta-dos Unidos. Sin embargo, a principios de 2008, la economía mundial en-tró en una fase de desaceleración a raíz de la crisis en el sector hipotecario de alto riesgo (subprime) en los Estados Unidos. Esta crisis ha generado una caída del crecimiento económico entre los países desarrollados, prin-cipalmente en los Estados Unidos y Europa; sin embargo la misma ha podi-do ser atenuada en parte por las economías en desarrollo a nivel mundial.

La crisis fi nanciera internacional afectó a la región de América Latina y el Caribe, que en su conjunto creció a una tasa promedio anual de 5,3 por ciento durante el periodo 2004-2008, la más alta en los últimos 30 años. Bolivia y Venezuela con un promedio para el periodo de 10,5 por ciento, Argentina 8,4 por ciento, Perú 7,4 por ciento, el Caribe 5,9 por ciento, Centro América 3,7 por ciento. Solo dos países de la región crecieron por debajo del 2 por ciento: Jamaica y Haití.

Esta situación se explica principalmente por el alto precio de las materias primas y la creciente demanda de bienes y servicios por parte de los paí-ses desarrollados que ha sustentado estos niveles de crecimiento.

La crisis económica internacional, por otro lado, atenuó el problema ener-gético del país, puesto que en los últimos siete años, el Perú, había mostra-do cifras de crecimiento económico altas, con un promedio de alrededor de 7 por ciento, para el año 2008 se creció en 9,8 por ciento. Sin embargo. para el año 2009 sólo se creció 0,8 por ciento, por lo cual la demanda de energía siguió la misma tendencia durante 2009.

2.2 Consumo Mundial de Energía

De acuerdo a las proyecciones de diferentes organismos, el consumo mundial de energía continuará creciendo de manera sostenida y los com-

2 CONTEXTO INTERNACIONAL

21

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Plazo

bustibles fósiles continuarán predominando en la canasta energética mun-dial. Considerando además que el entorno energético mundial se ha ca-racterizado por altos precios del crudo, recesión económica mundial y preeminencia del tema ambiental.

0

100

200

300

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283,2

1980 1985 1990 1995 2000 2006 2010 2015 2020 2025 2030

308,5347,7

365,6397,9

472,4508,3

551,5

595,7

637,3678,3

Gráfico 2.1Consumo mundial de energía 1980 - 2030

Histórico

Cua

drilló

n BT

U

Fuente: IEA - Report DOE/EIA 0484 (2009).

Proyección

En este primer cuadro se observa que el crecimiento de la demanda de energía mundial, a pesar de la crisis fi nanciera, mantendrá su tendencia creciente, hasta el año 2030. Asimismo en el cuadro a continuación se observa el crecimiento del consumo por fuentes al año 2030.

Pro

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22

Gráfico 2.2Consumo de combustible por tipo

0

50

100

150

200

250

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Comb. líquidos (inc. liocomb)

Fuente: IEA - Report DOE/EIA 0484 (2009).

Años

Cuadrillón / BTU

Gas natural

Carbón

Nuclear

Renovables (sin bio comb.)

Las fuentes fósiles representan el 86 por ciento del total del consumo de la energía primaria. Según proyecciones del Departamento de Energía de los Estados Unidos (EIA), los hidrocarburos (derivados del petróleo, gas natural y carbón) seguirán siendo la principal fuente de energía en las próximas dos décadas.

Según previsiones del EIA, el crecimiento en este sector se concentrará en los países en vías de desarrollo, en particular en el Asia, donde se calcula un crecimiento promedio anual del 2,5 por ciento. Por el contrario, la demanda de energía para el sector industrial de los países desarrollados crecería a un ritmo más lento, alrededor de 0,6 por ciento al año.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Gráfico 2.3Consumo total de energía Cuadrillón BTU

1990 2004 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Líquidos Gas natural Carbón Nuclear Otros

Fuente: IEA – Report DOE/EIA (2009).

23

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Plazo

2.3 Reservas de Hidrocarburos por Regiones

En el gráfi co siguiente se observa las reservas de hidrocarburos por regio-nes durante los años 1981, 1991, 2001 y 2006. Como se aprecia, la región con mayores reservas de hidrocarburos del mundo fue el Medio Oriente, con porcentajes de participación de 41 por ciento, 50 por ciento y 51 por ciento de las reservas mundiales, en ese orden. Otra de las regiones con mayores reservas, y que en estos años se mantuvo con 22 por ciento de participación, fue la ex Unión Soviética.

Las reservas de las regiones industrializadas como Norteamérica y Europa han tenido una participación decreciente respecto a las reservas globales. Norteamérica tenía en 1981 el 14 por ciento, reduciéndose a 9 por ciento en 1991 y a 6 por ciento en el 2001. De igual forma, Europa tenía en 1981 el 5 por ciento reduciéndose en 1991 y 2001 a 3 por ciento y 2,5 por ciento, respectivamente.

Gráfico 2.4Distribución de las reservas de hidrocarburos por regiones

Fuente: Apuntes para el Plan Energético Nacional – OSINERGMIN GART.

En relación con su consumo las reservas de hidrocarburos de Europa, se ha mantenido en niveles bajos; ello ha originado que se eleve la importa-ción de esta región como se puede apreciar en el gráfi co siguiente.

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24

Gráfico 2.5 Balance de energía por regiones, año 2006


2.4 Petróleo

2.4.1 Reservas de petróleo

Las reservas mundiales de petróleo, según la revista BP Energy Re-view, fueron aproximadamente 1 237 millones de barriles en 2007. En la última década las reservas petroleras han aumentado en un 36 por ciento, resultando en una relación de reservas-producción de 41,6 años. El 61 por ciento de las reservas se encuentra en el Medio Oriente.

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Plazo

Gráfico 2.6Reservas probadas de petróleo

1985

Billo

nes

de b

arril

es

698

999

1 2771 342

1995 2005 2009

Norte América

Centro y SurAmérica

Europa

Euroasia

Asia Menor

África

Asia y Oceanía

Mundial

0

400

800

1200

1600

200

600

1000

1400


Una tendencia que se observa en la última década es la diferencia en el crecimiento de las reservas petroleras entre los países miem-bros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y los países no miembros de esa organización. En efecto, entre 1997 y 2007 las reservas petroleras de la OPEP crecieron en un 14 por ciento mientras que las reservas de los países por fuera de la OPEP disminuyeron en 5 por ciento.

2.4.2 Producción de petróleo

La producción mundial de petróleo ha tenido un crecimiento pro-medio anual de 1,44 por ciento desde 1990, lo que signifi ca un incremento anual de la producción de aproximadamente un millón de barriles al día. Sin embargo, se observa que en los últimos cua-tro años la tasa de crecimiento de la producción ha disminuido y se tornó negativa en el 2007. Los países que no son miembros de la OPEP son los que han venido disminuyendo su capacidad de producción.P

roye

ccio

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la M

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26

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 00040 000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

OPEP No OPEP Ex- Unión Soviética

Gráfico 2.7Producción de petróleo (miles de barriles diarios)


2.4.3 Precios del petróleo

Durante los últimos años el precio del petróleo tuvo una alta vola-tilidad, principalmente durante el año 2008 cuando el precio por barril alcanzó los US$ 140 y que posteriormente debido a la crisis fi nanciera internacional cayó por debajo de los US$ 40. Antes de ello la volatilidad del petróleo se ha visto infl uenciada por tres fac-tores, principalmente las guerras y crisis políticas en los principales países productores de petróleo de Medio Oriente. Como se ha vis-to, la demanda depende principalmente de la situación económica mundial y por último el incremento de la población.

Gráfico 2.8Cronología de acontecimientos mundiales versus precio del petroleo

$0

$20

$40

$60

$80

$100

1971

1972

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

USA

Libi

a, B

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Can

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Mal

asia

Indo

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Perú

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sia

Cam

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n

Pico de producciónde petróleo

Source: ASPO, EIA, US census bureau

Población mundial (billones)

Gab

on

Paki

stan

40% importación China

de petróleoPrecio Pico Petroleo &

Nueva política Energética India

Shell 30% de reservas

de petroleo

34%importación China

de petróleo

Crisis económicaAsiatica

2003 Principio de la Guerra en Irak.

2001 Atentados del World Trade Center, Nueva York

China iniciaimportación de petroleo

Precio Petroleo(US$)

Dr Thomas CHAIZEwww.dani2989.com

1990 Invasión de Kuwait por Irak1978 Revolución Iraní

1973 Embargo de los países de la OPEP

1980 Principio dela guerra Irán Irak.

Siria

, Egi

pto,

Aust

ralia

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beki

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GBR

Nor

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6.1

5.3

4.5

3.7

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Plazo

2.5 América Latina

El desarrollo del sector energía en el Perú ha sido infl uenciado por las cri-sis del petróleo. Como se recuerda, antes de la crisis fi nanciera mundial el Perú desarrolló el mecanismo de estabilización de precios de los hidrocar-buros mediante el fondo de estabilización de precios de los combustibles.

Por otro lado de 1981 a 2006, las reservas de hidrocarburos en la región Centro y Sur de América se multiplicaron por tres, siendo los países que acompañaron el crecimiento, Bolivia, Brasil, Venezuela y Perú. En prome-dio, las reservas de estos países crecieron a una tasa media anual de entre el 6 por ciento y el 7 por ciento.

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

Gráfico 2.9Reservas de hidrocarburos

Venezuela61%

Otros7%

Argentina15%

Brasil2%

Colombia4%

Ecuador3%

Perú2%

Trinidad & Tobago6%


1981: Reservas de Hidrocarburos 2006: Reservas de Hidrocarburos

Colombia4%

Brasil3%

Trinidad & Tobago3%

Otros11%

Venezuela73%

Argentina3%

Perú2%

Ecuador1%

En el siguiente gráfi co se muestran las matrices energéticas de energía pri-maria de algunos países de América Latina. Como se observa, cada país utiliza el recurso que más tiene, y trata de minimizar la importación. La región Centro y Sur de América es la que consume la mayor proporción de energía hidráulica con cerca del 28 por ciento del total de sus requeri-mientos energéticos.

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Gráfico 2.10Cobertura del consumo en América del Sur: año 2006


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3.1 Consumo de Energía por Fuentes

El consumo fi nal de energía del Perú se ha caracterizado por el mayor uso de hidrocarburos líquidos; sin embargo, después de la entrada en operación de Camisea se está sustituyendo dichos hidrocarburos por gas natural. Con respecto a otro energético, durante los últimos años se ha experimentado un fuerte incremento de la demanda de electricidad con tasas de crecimiento elevadas por encima del 5 por ciento. Debido a la prohibición de la comercialización del querosene en las zonas rurales se le ha reemplazado por GLP, y en otros casos se ha vuelto a utilizar leña en el uso cocción.

CAPÍTULO

3 DESARROLLO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA

Gráfico 3.1Desarrollo del consumo final de energía nacional

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

700 000

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

TJOtros (*)

Bagazo

No energéticos

Carbón vegetal

Bosta / yareta

Gas natural

Hidrocarburos líquidos

Leña

Electricidad

(*) Carbón mineral y derivados Fuente: Matrices Energéticas desde 1985 hasta 2009.

El consumo de leña viene disminuyendo su estructura de participación, como se puede apreciar en el gráfi co 3.2; a la vez que aumenta el uso de la electricidad. Asimismo el aumento de la participación de los hidro-carburos también ha experimentado un ligero pero sostenido crecimiento durante los últimos años.

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Plazo

Como se ha visto, durante los últimos 25 años la estructura de partici-pación de uso fi nal de energía no ha variado notablemente, salvo por el incremento sostenido de la electricidad y la disminución paulatina del uso de la leña, la bosta y la yareta. En los últimos cinco a seis años el ingreso del gas natural todavía es limitado, priorizado principalmente en el sector industrial y poco en el sector residencial. A continuación veremos el desa-rrollo de la matriz de consumo fi nal de energía por sectores económicos.

3.2 Consumo de Energía por Sectores

Como se puede apreciar en los gráfi cos siguientes, los tres sectores de mayor consumo energético son el residencial-comercial, transporte e in-dustria entre ellos cubren casi el 90 por ciento de consumo de energía nacional en una proporción más o menos similar, es decir, más o menos de 30 por ciento del total. En el sector residencial el principal energético utilizado es la leña, la bosta y la yareta. Si bien, como se ha indicado an-teriormente, su consumo viene disminuyendo a la par del incremento del consumo eléctrico, esto podría signifi car que el mayor nivel de electrifi -cación nacional y el mayor uso de la electricidad, en el sector industrial principalmente minería, ha contribuido al cambio de la matriz energética, es decir, que el desarrollo económico por sí mismo implica un cambio paulatino de la matriz energética nacional pasando del uso de recursos como la leña a fuentes convencionales como la electricidad, el gas natural o los derivados de los hidrocarburos.

Gráfico 3.2Estructura del consumo final de energía nacional

0%

10%

20%

30%

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50%

60%

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80%

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1985

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1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

Otros (*)

Bagazo

No energéticos

Carbón vegetal

Bosta / yareta

Gas natural

Hidrocarburos líquidos

Leña

Electricidad

(*) Carbón mineral y derivados Fuente: Matrices Energéticas desde 1985 hasta 2009.

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Como se puede apreciar en el gráfi co siguiente, el consumo del sector residencial-comercial disminuye y los sectores industrial y de transportes aumentan su participación en el consumo fi nal por sectores.

Gráfico 3.3Desarrollo del consumo final de energía por sectores

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 00019

85

1986

1987

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1990

1991

1992

1993

1994

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1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Uso no energético

TJ

Público servicios

Agricultura

Industria

Transporte

Residencial comercial

Fuente: Matrices Energéticas 1985 – 2009.

Gráfico 3.4Estructura del consumo final de energía por sectores

0%

20%

30%

50%

70%

90%

10%

40%

60%

80%

100%

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Uso no energético

Público servicios

Agricultura

Industria

Transporte


Fuente: Matrices Energéticas 1985 – 2009.

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3.3 Desarrollo de la Matriz Energética de Producción de Electricidad

3.3.1 Demanda de electricidad

Durante la última década el crecimiento de la demanda eléctrica se mantuvo con tasas por encima del 4 por ciento en promedio y durante el último quinquenio antes de la crisis económica con tasas muy por encima del 5 por ciento anual, como se puede apreciar en el gráfi co siguiente:

Gráfico 3.5Tabla de crecimiento de la demanda eléctrica

0

2%

4%

6%

8%

10%

12%

Crecimiento energía Crecimiento potencia

4,1%

6,5%

4,2%

1,9%

2000 2002 2004 2006 2008 2010

6,5%5,2%

5,6%

5,9% 5,0%5,6%

7,7%

8,3%

10,8%

10,1%

18,5%

10,1%

8,8%

5,9%

2,9%

0,8%

Fuente: Anuarios COES – Elaboración propia.

Estas tasas de crecimiento tanto de demanda de potencia como de energía eléctrica llevaron al país de un consumo anual de energía de 17 620 GWh en el año 2000 a 29 807 GWh en el 2009; así, en demanda por potencia pasamos de 2 630 MW en el año 2000 a 4 320 MW en el año 2010, lo que signifi ca que en la última prác-ticamente hemos duplicado la demanda de electricidad tanto de potencia como de energía.

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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 20090

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

500

1 000

2 000

2 500

3 000

3 500

1 500

4 000

4 500

5 000

Gráfico 3.6Demanda del SEIN

Energía (GWh)Potencia (MW)


3.3.2 Producción y capacidad de producción de electricidad.

Durante la última década para la producción de electricidad se utilizó preponderantemente la energía hidráulica, como se puede apreciar en el siguiente gráfi co de evolución de la producción de electricidad por fuentes. Como se observa el ingreso del proyecto Camisea en el año 2004 permitió cubrir el crecimiento de la nueva demanda de electricidad con generación producida con gas natu-ral. La tecnología que se ha utilizado para ello ha sido la utilización de turbinas a gas (ciclo simple); por su parte, la central termoeléc-trica de Ventanilla utiliza el ciclo combinado para la generación eléctrica con gas natural. La utilización del gas natural ha permitido evitar el uso de combustibles líquidos derivados de petróleo como son el diésel y el petróleo residual. En el gráfi co que sigue se obser-va con mayor detalle el desarrollo de la producción de electricidad por fuentes.

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Para el año 2010 la generación térmica e hidráulica tuvieron aproxi-madamente la misma proporción en la capacidad instalada debido a la construcción de nuevas centrales a gas natural. A partir del año 2004 se inició el proceso de cambio de la matriz energética de pro-ducción de electricidad, en una primera etapa adecuando las turbi-nas a gas existentes que trabajaban con combustibles derivados de petróleo al uso de gas natural y luego con la construcción de nuevas centrales térmicas todas ellas como turbinas a gas de ciclo simple. En el gráfi co siguiente se muestra la evolución de la potencia efec-tiva disponible para la generación eléctrica.

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2000 2001

Gráfico 3.7Evolución de la producción de electricidad por fuentes

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009


GW

h

Pro

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Mat

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l La

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36

Bagazo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 Diésel 511 107 109 251 858 59 120 65 342 184 Residual 650 466 472 616 1 188 950 827 448 685 579 Carbón 394 339 846 859 2 170 831 881 840 909 929 Gas natural 669 744 1 006 1 230 994 4 062 4 260 7 314 9 313 9 261 Hidráulica 15 410 16 807 17 224 17 732 16 693 17 101 18 671 18 589 18 010 18 752

El cambio de la matriz energética de producción de electricidad ha permitido al Perú disminuir los riesgos de falta de suministro eléc-trico frente a la aleatoriedad de la disponibilidad hídrica anual, que según sean años secos o húmedos impactaban fuertemente en la capacidad de producción eléctrica, como se puede apreciar en el año 2004, en el cuadro de producción de electricidad por fuentes anterior.

A pesar de disponer de otra fuente para producir electricidad, es necesario mantener una reserva de alrededor del 30 por ciento de la potencia efectiva total del sistema para poder asegurar el abaste-cimiento de electricidad frente a cualquier riesgo hidrológico o de otra naturaleza.

Durante los años 2005 a 2008 a la par de un crecimiento econó-mico elevado se tuvo un crecimiento alto de la demanda del sector eléctrico. Así, gracias al proyecto Camisea, además de que el gas natural se estableció a un precio económico (1,00 US$/MMBTU), se posibilitó la instalación nuevas unidades de generación eléctrica (turbinas a gas de ciclo simple) en tiempos reducidos, en compara-ción a la construcción de centrales eléctricas hidráulicas.

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

2000

4 1084 382 4 403 4 381 4 335 4 471

4 8015 152 5 061

5 749

2001

Gráfico 3.8Evolución de la oferta de generación en el SEIN

Pote

ncia

efe

ctiv

a de

l SEI

N (M

W)

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009


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Petróleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 576 606 Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 Gas natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 527 2 142 Hidraúlico 2 241 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 804 2 816 2 858 Total SEIN (MW) 4 108 4 382 4 403 4 381 4 335 4 471 4 801 5 152 5 061 5 749 Máx. demanda 2 654 2 793 2 900 2 965 3 143 3 335 3 619 3 970 4 198 4 322

CAPÍTULO

4 CONTEXTO DEL AÑO BASE 2009

4.1 Reservas de Energéticos.

La clasifi cación de las reservas de los energéticos se realiza mediante diver-sos métodos según estas sean recursos de hidrocarburos, hidrológicos, eó-licos, entre otros. Las reservas probadas hidroenergéticas se defi nen como la energía promedio producible en un año en las centrales hidroeléctricas que actualmente se encuentran en operación, en construcción, en pro-yecto y las que tengan estudios de factibilidad y defi nitivos. En el caso de hidrocarburos como el petróleo y otros se realiza mediante los siguientes conceptos:

A. Las Reservas Probadas (1P). Son aquellas que, mediante el análisis de datos de geociencia y de ingeniería, pueden estimarse con certeza ra-zonable a ser recuperables comercialmente, desde una fecha dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación y reglamentación gubernamental defi nidas. Si se usan los métodos deterministas, el término certeza razonable intenta expresar un alto grado de confi anza de que las cantidades serán recu-peradas. Si se usan los métodos probabilísticos, debería haber por lo menos un 90 por ciento de probabilidad de que las cantidades realmen-te recuperadas igualarán o excederán las estimaciones.

B. Las Reservas Probables (2P). Son aquellas reservas adicionales en las cuales el análisis de los datos de geociencias y de ingeniería indica que son menos probables de ser recuperadas, comparadas con las reservas probadas, pero más ciertas de recuperarse que las reservas posibles. Es igualmente probable que las cantidades remanentes reales recuperadas serán mayores o menores que la suma de las reservas probadas más las reservas probables estimadas (2P). En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilistas, debería existir por lo menos una probabilidad de 50 por ciento de que las cantidades reales recuperadas igualarán o excederán la estimación de 2P.

C. Las Reservas Posibles (3P). Son aquellas reservas adicionales en las cua-les el análisis de los datos de geociencias y de ingeniería sugiere que

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son menos probables a ser recuperadas que las reservas probables. Las cantidades totales fi nalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de reservas probadas más reservas pro-bables más reservas posibles (3P), que es equivalente al escenario de estimación alta. En este contexto, cuando se utilizan los métodos pro-babilísticos, debería existir por lo menos una probabilidad de 10 por ciento, de que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán la estimación 3P.

Según el Balance Nacional de Energía del año 2009 publicado por el Mi-nisterio de Energía y Minas, las reservas probadas de energía comercial al 31 de diciembre de 2008 fueron aproximadamente de 26 471 442 TJ, las cuales están distribuidas por fuentes de la siguiente manera:

I. Gas natural. Las reservas probadas de gas natural a diciembre de 2009 representan el mayor porcentaje en términos energéticos (45,1 por cien-to), alcanzando los 345,5 x 109 m3 (12,20 x 1012 ft3). Con respecto al año 2008, las reservas probadas de gas natural se han incrementado en 3,21por ciento.

II. Líquidos de gas natural. Las reservas probadas de líquidos de gas natu-ral fueron del orden de 104,64 x 106 m3 (658,2 x 106 Bbl). En relación al año 2008 se tuvo una disminución de 2,34 por ciento.

III. Hidroenergía. Las reservas probadas de hidroenergía totalizan 1,3 x 106 GWh.

IV. Petróleo crudo. Las reservas probadas de petróleo crudo a fi nes de 2009 fueron del orden de los 84,68 x 106 m3 (532,66 x 106 Bbl).

V. Carbón mineral. Las reservas probadas de carbón mineral a fi nes de 2009 fueron cercanas a las 38,07 x 106 t, correspondiendo en cerca de un 82,24 por ciento a carbón del tipo antracita y el resto a carbón bituminoso. Las regiones La Libertad, Áncash y Lima son las que poseen las mayores reservas de carbón mineral del total nacional.

VI. Uranio. Las reservas probadas de uranio son del orden de 1 800 t y están localizadas en la parte noroccidental del área de distribución de los volcánicos de la formación Quenamari, distrito de Corani, provincia de Carabaya, Región Puno. Tales reservas fueron obtenidas mediante el “Prospecto uranífero Chapi” entre 1984-1986 y confi rmadas mediante el inventario de reservas probadas de 1989, después del cual no se rea-lizaron más actividades exploratorias.

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Las reservas probadas de energía comercial por fuente primaria se mues-tran en el cuadro a continuación. Como se puede apreciar, la mayor pro-porción de energía comercial al año 2009 corresponde al gas natural se-guida por la hidroenergía.

Cuadro 4.1 Reservas probadas de energía comercial: 2009 (TJ)

Fuente Reservas probadas Estructura (%)

Gas Natural 11 943 980 45,1

Hidroenergía 5 965 666 22,5

Líquidos del gas natural 3 483 693 13,2

Petróleo crudo 3 084 456 11,7

Carbón mineral 1 115 007 4,2

Uranio 878 639 3,3

Total 26 471 442 100,0

Fuente: Balance Nacional de Energía 2009 – Ministerio de Energía y Minas.

4.2 Consumo de Energía por Fuentes y Sectores

El contexto del año base se caracteriza por el mayor consumo de hidrocar-buros líquidos, en los últimos años debido al proyecto Camisea el gas na-tural se ha venido utilizando, principalmente en los sectores de transporte e industria. La importación de otras fuentes de energía (petróleo princi-palmente) en el 2008 llegó a ser seis veces más cara que el precio del gas natural de Camisea por lo que en condiciones similares futuras será más rentable para el país la sustitución de los hidrocarburos líquidos por gas natural en donde sea posible. En el cuadro siguiente se muestra la varia-ción del consumo de energía por fuentes para el año base 2009 compara-do con el año anterior 2008.

Cuadro 4.2 Consumo de energía por fuentes año 2008 y 2009 (TJ)

Fuente 2008 2009 Variación (%)

Carbón mineral 21 957 22 949 4,5

Leña 71 812 75 130 4,6

Bosta & yareta 10 299 10 299 0,0

Bagazo 12 248 12 201 -0,4

Energía solar 302 302 0,0

Coque 1 612 1 337 -17,1

Carbón vegetal 2 087 2 008 -3,8

Gas licuado 43 622 47 397 8,7

Gasolina motor 44 169 51 988 17,7

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Plazo

Kerosene-Jet 27 156 27 660 1,9

Diésel oil 161 781 172 046 6,3

Petróleo industrial 35 861 30 845 -14,0

No energéticos de petróleo y gas 10 612 11 884 12,0

Gas distribuido 30 548 32 197 5,4

Gas industrial 1 714 0 -100,0

Electricidad 105 247 106 852 1,5

Total 581 028 605 094 4,1

Fuente: Empresas del Sector, DGH, DGE, Datos estimados.

Cuadro 4.3 Consumo de energía por sectores año 2008 y 2009 (TJ)

Sector 2008 2009 Variación (%)

Residencial comercial y público 166 189 175 655 5,7

Transporte 210 093 228 789 8,9

Agropecuario, agroindustria y pesca 18 434 19 364 5,0

Industria y minería 167 967 162 289 -3,4

No energético 18 344 18 997 3,6

Total 581 028 605 094 4,1

Fuente: Balance Nacional de Energía 2009 – Ministerio de Energía y Minas.

Por otra parte la balanza comercial de hidrocarburos del país es defi citaria y depende de forma importante del precio internacional del petróleo (pre-cio WTI). En 2008 el défi cit de la balanza comercial fue de US$ 7 millones por día reduciéndose a US$ 2,5 millones por día en 2009 mayormente por el efecto del precio internacional del crudo que antes de la crisis económi-ca pasó los US$ 140 por barril y luego cayó hasta el orden de los US$ 40.

Así, para el Perú el proyecto Camisea representa el proyecto energético más importante de las últimas décadas pues su entrada en operación sig-nifi có atenuar el impacto de los precios internacionales de petróleo en el Perú, a la vez que en el periodo del 2005 a 2008, el país creció económi-camente a tasas cercanas al 9 por ciento en promedio y le permitió contar con un energético barato y poco contaminante para ser utilizado en trans-porte e industria y reemplazar a los derivados de petróleo.

4.3 Producción de Energía Primaria

En el año 2009, la producción de energía primaria fue 633 591 TJ, supe-rior en 10,9 por ciento respecto al año anterior. Este incremento se debió principalmente al aumento de la producción de gas natural y sus líquidos,

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el cual en relación al 2008 se incrementó en 29,1 por ciento. Por otro lado, desde hace algunos años, se mantiene una tendencia decreciente en la producción de petróleo crudo, debido a un menor rendimiento de los pozos en operación.

En la estructura de producción de energía primaria, los hidrocarburos con-tinúan siendo la fuente principal producida. La producción de energía comercial (conformada por todas aquellas fuentes de energía susceptibles a ser fácilmente compradas o vendidas en un mercado) representó el 82,7 por ciento del total.

4.4 Importación y Exportación de Energía Primaria

La importación de energía primaria durante el año 2009 fue 232 612 TJ, de los cuales el petróleo crudo representó el 90,4 por ciento y el carbón mineral el resto. Con relación al año anterior, la importación de energía primaria aumentó en 3,2 por ciento.

El petróleo crudo importado es utilizado para satisfacer los requerimientos de las refi nerías, que no pueden ser abastecidas por nuestra producción, debido a la baja calidad del crudo nacional. Durante el año 2009, se ven-dió al exterior 40 323 TJ de energía primaria, petróleo crudo en su totali-dad, ver cuadro siguiente. Con relación al año anterior, las exportaciones se han incrementado en 5,6 por ciento, debido a la intensifi cación de la producción de los pozos y la incorporación de nuevos.

Cuadro 4.4 Producción de Energía Año 2008 y 2009 (TJ)

Fuente 2008 2009 Variación (%)

Energía comercial

Petróleo crudo 162 295 150 133 -7,5

Hidroenergía 85 637 89 523 4,5

Gas natural + LGN (*) 212 930 274 922 29,1

Carbón mineral 3 900 9 440 142,1

Subtotal 464 762 524 018 12,7

Energía no comercial

Leña 77 029 80 149 4,1

Bagazo 18 870 18 823 -0,3

Bosta & Yareta 10 299 10 299 0,0

Energía solar (**) 302 302 0,0

Subtotal 106 500 109 572 2,9

Total 571 262 633 591 10,9(*) Producción Fiscalizada(**) Estimado, ver acápite 9.4Fuente: Balance Nacional de Energía 2009 – Ministerio de Energía y Minas.

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Cuadro 4.5 Importaciones y exportaciones de energía primaria año 2009 (TJ)

Fuente Importaciones Exportaciones Saldo

Petróleo crudo 210 363 40 323 (170 040)

Carbón mineral 22 248 0 (22 248)

Total 232 612 40 323 (192 288)

Fuente: DGH, SUNAT.

4.5 Situación de la Producción y Abastecimiento de Electricidad

Como se ha visto anteriormente, el crecimiento del sector eléctrico ha sido sostenido durante la última década y con tasas de crecimiento altas. Este crecimiento se produce no sólo por el aumento de la demanda resi-dencial o vegetativa sino en forma importante también por el aumento del consumo de los clientes libres (mayormente mineros), los que actualmente consumen entre 1 700 a 1 400 MW, es decir, aproximadamente un 30 por ciento a 35 por ciento de la demanda total de electricidad. El crecimiento de la demanda eléctrica espacial ha sido mayor en las zonas norte y sur; por el contrario Lima sólo creció a tasas del 2,3 por ciento. La distribución espacial de la demanda eléctrica de potencia se muestra en el cuadro si-guiente:

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En el campo de la generación eléctrica, si bien el ingreso del gas natural de Camisea ha signifi cado la disponibilidad de un recurso que permite tener una mayor capacidad y diversidad de generación eléctrica, tam-bién ha generado una concentración de esta, pues la mayor parte de la nueva generación a gas natural no sólo se ha instalado en la zona centro del Perú sino principalmente en la zona de Chilca y la ciudad de Lima. En el gráfi co siguiente se puede observar la concentración de la genera-ción en la zona centro.

L-1112

L-1105

L-1114L-1127

L-1101 L-1123

L-1121

L-1120

L-1701L-1702

L-1203

L-1132

L-1113

L-1102

L-1033

L-1124

L-1125

L-1005(188,05 km)

L-1014(69,2 km)

L-1015(152,6 km)

L-1010(159,3 km)

L-1009

L-1008(96,3 Km)

L-1020(83,4 Km)

L-1026(35,5 Km)

L-1006(124,7 Km)

L-1018

L-1017

L-1016

L-1011(78,2 Km)

L-1012(37 Km)

L-1002(99,34 km)

L-1007(95,6 km)

L-1013(76,48 km)

L-6683

L-6682

L-6680

L-6681

L-6671

L-6670

L-6503

L-6502

L-6072

L-6631

L-6643

L-6002

L-6063

L-6065

L-6630

L-6672

L-0639

L-6001

L-6021

L-6003

L-6005

L-6006

L-6002/1

L-6679

L-6015

L-0638

L-6659

L-6640

L-6637

L-6620

L-6002/1

L-6644

L-6628L-6627

L-5001(89,8 km)

L-2211

L-2280

L-2249

L-2248

L-2239

L-2240

L-2236

L-2234 L-2260

L-2261

L-2263

L-2232

L-2233

L-2278

L-2255

L-2252

L-2251

L-2254

L-2265L-2258

L-2213

L-2214

L-2259

L-2256

L-2257

L-2222

L-2205/L-2206

L-2093L-2094L-2095

L-2091L-2090

L-2203

L-2204

L-2201L-2202

L-2219L-2218

L-2221

L-2051

L-2052

L-2053L-2054

L-2030

L-2231

L-2209

L-2220

L-2208

L-2212

L-2025L-2026

L-2027L-2028

L-2029

L-2215

L-2216

L-2227

L-2207

L-2217

L-2238

L-2264

L-2253

L-2091

L-2272L-2274

AMAZONAS

SAN MARTÍN

HUÁNUCO

LIMA

JUNÍN

UCAYALI

MADRE DE DIOS

ICAAYACUCHO

LAMBAYEQUE

PIURA

LA LIBERTAD

MOQUEGUA

TUMBES

CUSCO

ANCASH

HUANCAVELICA

AREQUIPA

PUNO

TACNA

ORE O

CAJAMARCA

CAMANÁ

REPARTICIÓNMOLLENDO

ILO 1

ILO 2

LA JOYA

CHILINACHARCANII,II,III,IV,VIMAJES

MOQUEGUA

SULFUROSBOTIFLACA

TOMASIRIARICOTA 2

TOQUEPALAARICOTA I

CHALLAGUAYATARATA

LOS HÉROES

SARITACASERIA ARICOTA

MILL SITE

LA YARADA

TACNA

PUNO

JULIACATAPARACHI

BELLAVISTA

ILAVE

AZÁNGARO

SAN RAFAEL

ANTAURA

POMATASOCABAYA

CALLALLI

ARCATAMISAPUQUIO

CAYLLOMASAN ANTONIO

SAN IGNACIO

SICUANI

COMBAPATA

TINTAYA AYAVIRI

SANTUARIO

CERRO VERDE

HUAYLLACHO

CHARCANI V

HERCCA

ARES

HUANCARAMA

MARCONA

PALPA

NASCA

PUQUIO

SAN NICOLÁS

BELLA UNIÓN

CHACAPUENTE

COTARUSE

CORA CORA

AYACUCHO

RESTITUCION

COBRIZA 1

ANDAHUAYLAS

PISACPAUCARTAMBO

MACHU PICCHU

SANTA MARIA

CHAHUARES

QUENCORO

DOLORESPATA

CACHIMAYO

COBRIZA 2

MOLLEPATA

CANGALLO

LLUSITA

QUICAPATA

SAN GABÁN

CANTERA

MANTARO

HUAYUCACHI

CAUDALOSA

CALLAHUANCA

CHUPACA

MOYOPAMPAHUAMPANÍ

LAS FLORES

HUANCAVELICAPLATANAL

LA PLANICIECAMPO ARMIÑO

DESIERTO

KALLPA

CAÑETE

INDEPENDENCIAACEROS AREQUIPA

ICAPISCO

ZAPALLAL

SAN JUANBALNEARIOS

SANTA ROSA

VENTANILLA

CHAVARRIA

INGENIO

CAJAMARQUILLA

CHILLÓN

OQUENDO

CARABAYLLO

CARHUAMAYO-ISA

HUACHO

LA OROYA C.H.CHIMAYHUINCO POMACOCHA

ANDAHUÁSI

JAUJA

PACHACHACASANTA ROSAHUANCHORPURMACANA

PARÁGSHA

YUNCÁN

OROYA NUEVA YANANGOTARMACHUNCHUYACU

GOYLLARIQUIZGA

YAUPI

OXAPAMPA

PARAMONGA EXISTENTE

HUARÁZ

PARAMONGA NUEVA

HUARMEY

CONDORCOCHAMALPASO

CAHUAUCHUCCHACUA

PARIAC

CONOCOCHA

09 DE OCTUBRE

RONCADOR

CARHUAZ

VIZCARRA

ANTAMINA

POMABAMBA

CARÁZ

TICAPAMPA

SANTA CRUZ AUCAYACUHUALLANCA

HUALLANCANUEVA

CHIMBOTE

CAÑON DEL PATO

SAN JACINTONEPEÑA

CASMA

L-6684

LA PAMPASIHUAS

TAYABAMBALLACUABAMBA

TOCACHE

PIAS

CAJAMARCA

CHILETE SAN MARCOSCAJABAMBA

LA MORENA

TRUJILLO NORTE PALLASCAMOTIL

STGO DE CAO

ALTO CHICAMAPORVENIR

TRUJILLO SUR

KIMAN AYLLU

PACASMAYO

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

ILLIMOLA VIÑA

TUMAN

CHICLAYO NORTEPOMALCA

CAYALTÍ

TEMBLADERA

CARHUAQUERO

GOLD MILL

CORONA

CUTERVO

GALLITO CIEGO

CAÑA BRAVA

CHIRICONGA

CHACHAPOYAS

CELENDÍNYANACOCHA

GERACACLIC

TARAPOTO

MOYOBAMBA

YURIMAGUAS

BELLAVISTA

BAGUA CHICA

MUYO

NUEVAJAEN BAGUA GRANDE

JAEN

RIOJALA PELOTAQUANDA

OCCIDENTE

PIURA OESTELOMA LARGA

CHULUCANAS

MORROPON

OLMOS

MOTUPE

BAYOBAR

TALARA

CURUMUYEl ARENAL

LA UNIÓN

SECHURA

CONSTANTE

PAITA

SULLANALA HUACA POECHOS 2

LA NIÑA

MACHÁLA

ZORRITOS NVO. ZORRITOSTUMBES

ZARUMILLA

MALACAS

PUCALLPA

YARINACOCHA

HUÁNUCO

TINGO MARÍA

AGUAYTIA

ABANCAY

CHUMPE

CHILCA 1CHILCA

PIERINA

MAZUCO

PTO. MALDONADO

IQUITOS

MÁNCORA

PIURA

Línea de transmisión en 500kVLínea de transmisión en 220kVLínea de transmisión en138kVLínea de transmisión en 33-50-60-66kVSubestaciónCentral HidraúlicaCentral TérmicaCapital de departamento

OCÉANO

PAC Í F I CO

E C U A D O R

C O L O M B I A

B R A S I L

CHILE

BO

LIV

IA

O C É A N OP A C Í F I C O

EL PERÚEN AMÉRICA

O C É A N OA T L Á N T I C O

PERÚ

Norte:Demanda total: 719 MW

15.7% Centro:Demanda total: 3018 MW

65.9%

Sur:Demanda total: 843 MW

18.4%

Gráfico 4.1Distribución especial de la demanda eléctrica

Fuente: COES.

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Plazo

Fuente: COES.

Gráfico 4.2Crecimiento espacial de la generación eléctrica por zonas geográficas

Este elevado crecimiento de generación en una zona del país requiere de infraestructura de transmisión que permita llevar la energía eléctrica desde el sur de Lima (Chilca en donde se concentran la mayor cantidad de cen-trales a gas natural) hacia el norte y sur del país. A su vez, la concentración de la generación ha provocado congestión en las redes de transmisión existentes provocando la elevación de los costos de producción (costos marginales) entre zonas del país; puesto que la energía barata no puede llegar a esos sitios, es necesario generarla en la zona con combustibles y tecnologías más caras y menos efi cientes.

El abastecimiento de este polo energético de generación eléctrica (Chilca) depende de la operación de un solo gasoducto que viene desde Camisea, el cual a la vez está asociado a la operación del ducto de líquidos de gas natural.

En 2009, la capacidad de transporte hacia Lima de la Transportadora de Gas del Perú S.A. (TGP) (300 Millones de pies cúbicos por día = MMPCD) estu-vo operando a plena carga, esperándose que el aumento a 450 MMPCD, en 2010, permita satisfacer la demanda. Sobre esto último, semanas atrás el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) ha expresado la posibilidad de tener restricciones de suministro eléctrico si la ampliación de la capacidad del ducto sufre retrasos en los años 2012 y 2013, debi-do a la falta de capacidad de transporte de gas natural hacia el polo de

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producción de energía eléctrica de Chilca, como se puede apreciar en el gráfi co siguiente.

De lo anterior se observa que el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) depende cada vez más del gas natural de Camisea, el cual es trans-portado por una misma ruta de gasoducto, lo cual conlleva un alto riesgo para el sistema frente a una salida intempestiva del gasoducto debido a la generación con centrales a gas natural que se encuentran concentradas en la zona de Chilca.

Gráfico 4.3Consumo de gas natural esperado para generación eléctrica

versus la capacidad del ducto hacia Chilca

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500E

ne-0

9

Abr

-09

Jun-

09

Oct

-09

Ene

-10

Abr

-10

Jul-1

0

Oct

-10

Ene

-11

Abr

-11

Jul-1

1

Oct

-11

Ene

-12

Abr

-12

Jul-1

2

Oct

-12

Ene

-13

Abr

-13

Jul-1

3

Oct

-13

MM

PCD

Capacidad máxima

Otros usos

Fuente: COES.

CC.TT Calana y Mollendo

Despacho de CCTT a GN. Asociadas al ducto de 18’

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CAPÍTULO

5 RESUMEN DE LOS ESCENARIOS SIMULADOS

La elaboración de los escenarios de mediano y largo plazo toma en cuen-ta la infraestructura comprometida mediante contratos y licitaciones que ingresarán en el sector energía en los próximos seis años. Asimismo para el desarrollo de mediano plazo se tendrá en cuenta la proyección de la co-yuntura actual y el impacto futuro de las condiciones actuales de consumo y producción; el análisis se centrará en la coyuntura de los próximos años en lo concerniente a la generación de electricidad.

Por otra parte, se contemplará en todos los escenarios la ejecución de la política energética aprobada y sus lineamientos de política nacional, de los cuales enumeraremos los siguientes, si bien no se han considerado objetivos con metas específi cas para cada uno.

Mejoramiento de la efi ciencia energética en todos los niveles de consu-mo.

Promoción de centrales hidroeléctricas en todos los escenarios.

Mejoramiento del transporte y distribución de gas natural y derivados de petróleo.

Promoción de instalación de ciclos combinados a gas natural.

Diversifi car la matriz en base a energías renovables —convencionales y no convencionales—, hidrocarburos, geotermal y nuclear, que garanti-cen la seguridad energética del país.

Mayor uso del GLP residencial y rural.

Ingreso de la industria petroquímica.

Promoción de la electrifi cación rural para alcanzar la cobertura total del servicio.

Sustituir equipos de cocción tradicional por equipos efi cientemente

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energéticos.

Alcanzar una balanza comercial positiva de hidrocarburos.

Sistemas descentralizados en distribución de gas natural en todos los sectores de consumo del país.

Limitar el uso de energía fósil a través de medidas impositivas que afec-ten el consumo de los combustibles contaminantes y menos efi cientes.

Limitar el uso de biomasa en la matriz energética nacional.

Establecer medidas para la mitigación de emisiones provenientes de las fuentes de energía.

Sustituir combustibles líquidos derivados del petróleo por gas natural y GLP en la industria y el transporte urbano, interprovincial y de carga.

Lo anteriormente establecido en la política energética nacional será con-siderada para todos los escenarios, las condiciones particulares de cada uno de los escenarios se muestra en resumen en el siguiente cuadro para las consideraciones utilizadas para la demanda de energía.

Cuadro 5.1 Condiciones asumidas por escenario para la demanda

Demanda

Nombre Horizonte Años Economía PBI Electricidad Gas naturalExportación gás natural

Hidrocarburos

Escenario A

Mediano plazo

2011-2016

Desarrollo alto

6,0% 10,0%

PRH+Plan de obras de GGEE al 2016

Sí Mayor a PRH

Escenario B

Mediano plazo

2011-2016

Desarrollo medio

5,0% 8,0%

PRH+Plan de obras de GGEE al 2016

SíPlan referencial hidrocarburos (PRH)

Escenario I

Largo plazo

2011-2040

Desarrollo alto

5,0% 8,0%

PRH+ varia GGEE + petrroquímica 2013

Sí hasta el 2029

Mayor a PRH - cambio a gas natural en sector transporte e industria

Escenario II

Largo plazo

2011-2040

Desarrollo medio

4,5% 7,0%


Sí hasta el 2029

PRH - cambio a gas natural en sector transporte e industria hidrocarburos

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Del mismo modo, en el cuadro siguiente se resume las condiciones para la oferta utilizada en los escenarios simulados.

Cuadro 5.2 Condiciones asumidas por escenario para la oferta

Oferta

Nombre Horizonte Años Electricidad Gas naturalReservas

GNHidrocarburos Reservas HC

Escenario A

Mediano plazo

2011-2016

COES + licitaciones + reserva fría + RER

Ampliación hasta 450 MMPCD hacia Lima

- Existente -

Escenario B

Mediano plazo

2011-2016

COES + licitaciones + reserva fría + RER

Ampliación hasta 450 MMPCD hacia Lima

- Existente -

Escenario I

Largo plazo

2011-2040

Hidroeléctricas principalmente + nuclear 2030 + RER

1880 MMPCD de producción en 2020

11,0 TCF+ Nuevas reservas

ExistenteSin nuevas reservas

Escenario II

Largo plazo

2011-2040


1880 MMPCD de producción en 2030


ExistenteNuevas reservas

Escenario III

Largo plazo

2011-2040


Hasta 1550 MMPCD


ExistenteNuevas reservas

Fuente: Elaboración propia.

Escenario III

Largo plazo

2011-2040

Desarrollo bajo

4.0% 6.0%


Sí hasta el 2029

Menor a PRH - cambio a gas natural en sector transporte e industria


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CAPÍTULO

6 RESULTADOS DE ESCENARIOS TENDENCIALES DEL 2011 AL 2016

Los resultados de los escenarios tendenciales tomaron en cuenta la infraes-tructura comprometida mediante contratos y licitaciones que ingresarán en el sector energía en los próximos seis años. Asimismo, el desarrollo de mediano plazo se tendrá en cuenta la proyección de la coyuntura actual y el impacto futuro de las condiciones actuales de consumo y producción. Los valores de las tendencias económicas se han tomado de los estudios encargados por CEPLAN para el quinquenio del 2011 al 2016.

Las tasas de crecimiento anual del escenario medio corresponden a las proyecciones tendenciales recibidas de CEPLAN. Las proyecciones de cre-cimiento alto corresponden a las expectativas de crecimiento del Banco Central de Reserva del Perú (BCRP) y del Ministerio de Economía y Finan-zas (MEF).

6.1 Escenario A

Este escenario comprende el periodo 2011-2016, con las proyecciones realizadas por el CEPLAN para el crecimiento económico así como el desarrollo de los correspondientes sectores económicos. Así, las conside-raciones de este primer escenario se detallan a continuación:

Cuadro 6.1 Crecimiento económico asumidotasas de PBI

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Medio - 8,7% 5,8% 5,5% 4,9% 4,1% 5,2% 4,4%

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Bajo - 8,7% 4,5% 4,5% 4,5% 4,0% 4,5% 4,0%

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Alto - 8,7% 6,5% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0%

Fuente: CEPLAN Proyecciones Macroeconómicas 2011 – 2016 / Bruno Seminario (2010).

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6.1.1 Demanda

Crecimiento Económico

La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad ha asumido un desarrollo económico alto con el fi n de prevenir los requerimientos máximos del sistema energético nacional. Los valores estimados serán las proyecciones realizadas por el BCRP y el MEF.

Electricidad

Para el caso de la electricidad se ha considerado el mayor crecimiento de la demanda eléctrica, tomando en cuenta las estimaciones globa-les elaboradas en el Plan Referencial de Electricidad 2008, el último proceso de fi jación de tarifas en barra elaborado por OSINERGMIN, así como las últimas proyecciones elaboradas por el COES.

Gas natural

El mayor consumo de gas natural es para la generación eléctrica y el proyecto de exportación de Perú LNG. Se ha proyectado los consu-mos de los generadores eléctricos y las proyecciones de consumos residenciales e industriales.

En el gráfi co siguiente se puede observar la demanda de gas natural proyectada para el mediano y largo plazo en el “Estudio para ela-borar la estrategia para el desarrollo del sector energético”, desa-rrollado por OSINERGMIN, la Fundación Bariloche y Cenergía; en el mismo se aprecia la capacidad de producción de los lotes 88 y 56 con una línea negra y además la capacidad de producción total, contando con la entrada en explotación de otro lotes aledaños a Camisea según lo estimado por Perú LNG.

Cuadro 6.2 Proyección de demanda electricidad - Escenario Alto

Energía Potencia

Año GWh % MW %

2011 35 052 8,1 % 4 967 7,5%

2012 37 869 8,0% 5 370 8,1%

2013 43 374 14,5% 6 100 13,6%

2014 48 883 12,7% 6 856 12,4%

2015 54 085 10,6% 7 440 8,5%

2016 57 106 5,6% 7 867 5,7%

Promedio: 2011-2016 10,3% 9,6%

Fuente: COES.

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Como puede apreciarse, hacia fi nes del año 2013 podría existir una falta de producción para cubrir la demanda de gas natural. Este grá-fi co incluye la demanda destinada a la exportación (Proyecto Perú LNG), previendo que se venderá 620 MMPCD durante los años 2010 y 2028 contabilizando un total de 4,2 TCF de consumo de reservas.

Gráfico 6.1Demanda de gas natural versus oferta prevista. Periodo 2009 - 2028

0

400

800

1 200

1 600

2 000

2 400

2 800

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

MM

PCD

Total Mercado departamento de Lima y Callao

Total Mercado departamento de Ica

Total Mercado en la región Macrosur

Perú - LNG

Planta en base a etano

Total Mercado Sierra Central

Total Mercado departamento de Cusco

Total Mercado departamento de Ancash

Generación eléctrica

1098 MPCD

1368 MPCD

1548 MPCDPlanta en base a ETANO

Generación eléctrica

Perú - LNG

1 368 MPCD

1 948 MPCD2 148 MPCD

2 348 MPCD

Total Mercado Sierra Central

Total Mercado en la regiónMacrosur

Total Mercado departamentode Lima y Callao

Total Mercado departamentode Ica

Total Mercado departamentode Ancash

Hipótesis de ampliación de la oferta según PRH-DHH-MEM diciembre de

2008

Fuente: “Estudio para elaborar la Estrategia para el Desarrollo del Sector Energético” desarrollado por OSINERGMIN,CENERGIA y Fundacion Bariloche.

Si se concentraran todas las proyeccionesrelevadas y se asume un limite de 1548MPCD como máximo a entregar por loslotes en producción de Camisea, no habríagas suficiente para atender las demandasya a corto y mediano plazo en particulardespués de 2014-2016

Hidrocarburos

En el caso de la demanda de hidrocarburos, los mayores consumi-dores de hidrocarburos líquidos seguirán siendo el sector transporte e industria.

Se considera la sustitución de los hidrocarburos en los parques au-tomotores de Lima e industrial según la demanda estimada en el Plan Referencial de Hidrocarburos y su reemplazo progresivo por Gas Natural Vehicular (GNV) en el caso de Lima. Sin embargo, al no haberse establecido en ningún plan de energía metas concretas so-bre cuánto del parque automotor se busca cambiar a gas natural, las simulaciones han tomado en consideración un comportamiento ten-dencial en la sustitución de hidrocarburos líquidos por gas natural.

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6.1.2 Oferta

Electricidad

Se utilizará el Plan de Obras de Construcción de Centrales Eléctri-cas establecido por el COES como se puede apreciar en el cuadro siguiente.

Cuadro 6.3 Plan de obras de generación 2011-2016

Fecha deingreso

ProyectoPotencia

(MW)

Jul-2011 C.H. Purmacana - Eléctrica Santa Rosa 1,8

Jul-2011 C.T. Central Biomasa Huaycoloro - Petramas 4,4

Ago. 2011 C.T. Generación de Emergencia Mollendo 60,0

Ago. 2011 C.T. Generación de Emergencia Trujillo 60,0

Set-2011 C.H. Nueva Imperial - Hidrocañete 4,0

Feb. 2012 C.H. Pias I - Aguas y Energia Perú 12,6

Abr. 2012 C.H. Huasahuasi Ii - Hidroeléctrica Santa Cruz 8,0

Jul. 2012 C.E. Central eólica Talara - Energía eólica 30,0

Jul. 2012 C.E. Central eólica Cupisnique - Energía eólica 80,0

Set. 2012 C.T. Kallpa Tv ciclo combinado (280 MW) 280,0

Oct. 2012 C.H. Huasahuasi I - Hidroeléctrica Santa Cruz 7,8

Oct. 2012C.H. Shima - Consorcio "Energoret Ingenieros Consultores / Manufacturas industriales Mendoza

5,0

Dic. 2012 C.E. Central eólica Marcona - Consorcio Cobra Perú/Perú Energía renovable 32,0

Dic. 2012 C.H. Yanapampa - Eléctrica Yanapampa 4,1

Ene. 2013 C.H. Machupicchu Ii (101,8 MW) Egemsa 101,8

Ene. 2013 C.S. Central solar Panamericana - Consorcio Panamericana Solar 20Ts 20,0

Ene. 2013 C.S. Central solar Majes - Grupo T Solar Global 20,0

Ene. 2013 C.S. Central solar Repartición - Grupo T Solar Global 20,0

Ene. 2013 C.S. Central solar Tacna - Consorcio Tacna Solar 20Ts 20,0

Ene. 2013 C.H. Chancay - Sinersa 19,2

Ene. 2013 C.H. Angel I - Generadora de Energía del Perú 20,0

Ene. 2013 C.H. Angel Ii - Generadora de Energía del Perú 20,0

Ene. 2013 C.H. Angel Iii - Generadora de Energía del Perú 20,0

Ene. 2013 C.T. Nueva Esperanza (3 TG´S - 45 MW) 135,0

Feb. 2013 C.T. Quillabamba (4 TG´S - 50 MW) 200,0

Feb. 2013 C.H. Huanza (90,6 MW) 90,6

Abr. 2013 C.T. Santo Domingo de Los Olleros - TG1- Termochilca 196,4

Abr. 2013 C.T. Fenix - TG1+ TG2+Tv - ciclo combinado - Fénix 534,3

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Como se puede apreciar, la nueva generación eléctrica será casi en su totalidad termoeléctrica con gas natural hasta el año 2013 en unos 2 000 MW incluyendo la instalación de las centrales térmicas consideradas como reserva fría (600 MW). Durante este mismo pe-riodo la hidroeléctrica de mayor tamaño a entrar en operación será la ampliación de la central Machu Picchu. La participación de las energías renovables (RER) es de acuerdo a los resultados de las dos últimas subastas realizadas por OSINERGMIN.

A partir del año 2014 todavía se considera entrarán en operación nuevas centrales hidroeléctricas de mayor envergadura, a partir de este periodo se considera que es necesario evaluar con mayor deta-lle el ingreso de nueva generación térmica a gas natural de Camisea debido a la capacidad de transporte así como la capacidad de pro-ducción del campo.

Actualmente el suministro para las centrales térmicas a gas natu-ral corre riesgo de no ser sufi ciente a partir del año 2012 debido a restricciones en la capacidad de transporte de gas natural. Esta condición causaría un mayor o menor impacto dependiendo de las condiciones hidrológicas que pudieran darse hacia mediados de 2012 e inicios de 2013.

Se prevé que para el año 2014 en la zona de Chilca se concentre alrededor de 3 000 a 4 000 MW utilizando gas natural en su mayo-ría ciclo combinado.

Ago. 2013 C.T. Chilca Tv ciclo combinado (230 MW) 303,5

Oct. 2013 C.T. Turbo Gas dual D2/gas natural - norte (Talara) 200,0

Oct. 2013 C.T. Turbo Gas dual D2/gas natural - norte (Trujillo) 200,0

Oct. 2013 C.T. Turbo Gas dual D2/gas natural - Sur (Ilo) 400,0

Abr. 2014 C.T. Santo Domingo de Los Olleros - Tv - ciclo combinado - Termochilca 99,3

Jul. 2014 C.H. Santa Teresa 90,7

Jul. 2014 C.T. El Faro TG ciclo abierto A Gn - Shougesa 169,0

Oct-2014 C.H. Quitaracsa 112,0

Dic. 2014 C.H. Cheves (168 MW) - Sn Power 168,0

Ene. 2015 C.H. La Virgen 64,0

Jul. 2015 C.T. El Faro Tv ciclo combinado 88,0

Dec-2015 C.H. Chaglla - Empresa de Generacion Huallaga 400,0

Ene-2016 C.H. Cerro del Águila - Kallpa 402,0

Fuente: COES.

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Por estas razones se ha considerado que no se instalará más cen-trales eléctricas a gas natural en la zona de Chilca a partir del año 2016. Después de este año únicamente se considera el ingreso de una central térmica a gas natural en la zona de Ilo como producto del desarrollo del gasoducto sur.

Gas natural

Para el mediano plazo se considera como parte de la demanda el proyecto de exportación de Perú LNG. Como se ha venido indican-do anteriormente, existe riesgo de falta de capacidad de transporte hacia Lima para generación eléctrica, la misma que requerirá de tener a tiempo en operación las ampliaciones esperadas como se aprecia en los gráfi cos 4.3 y 6.1.

En los campos de proyección de consumos residenciales e indus-triales se utilizará la demanda proyectada en el Plan Referencial de Hidrocarburos así como en los procesos de fi jación de tarifas de gas natural.

Hidrocarburos

Se considera que el abastecimiento de la demanda será atendido con las refi nerías existentes, además en el mediano plazo se espera la reducción del porcentaje de azufre en los combustibles así como la continuidad de la estructura de precios de combustibles.

6.1.3 Resultados del Escenario A

A partir de los supuestos, se ha obtenido la proyección de demanda de energéticos para cada uno de los sectores de consumo.

Demanda de energía fi nal

Los análisis muestran que la demanda de energía fi nal crecerá a una tasa del 6,5 por ciento promedio anual en el periodo 2010-2016, que equivale a un aumento de aproximadamente 380 000 terajoule, destacándose el crecimiento del diésel y gas natural, este último como consecuencia del uso para generación eléctrica. La principal fuente sustituida es la gasolina, la cual se remplaza por GNV particularmente en el transporte. El alto crecimiento en el año 2013 se debe al ingreso de la industria petroquímica.

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La demanda estimada en el escenario base por sectores económicos se muestran en la fi gura siguiente. La distribución de la demanda muestra un rápido crecimiento de los sectores construcción y cemento, seguido de comercial, transporte e industrial.

2010 2011

Mile

s te

rajo

ule

2012 2013 2014 2015 2016

BiomasaCarbón y coqueDerivados petróleo

ElectricidadGas naturalOtras energias renovables

Gráfico 6.2Demanda de energía final Escenario A

0

200

400

600

800

1 000

1 200


Cuadro 6.4 Demanda de energía fi nal por fuentes (miles de terajoule )

Combustible 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Biomasa 101,5 107,0 112,7 118,5 124,6 130,8 137,1

Carbón y coque 32,8 35,4 38,2 41,3 44,6 48,2 52,1

Derivados petróleo 379,2 398,8 419,7 440,7 465.7 492,1 519,9

Electricidad 125,4 138,9 153,3 170,1 185,5 202,4 220,9

Gas natural 32,5 35,5 38,9 105,3 109,4 113,9 118,8

Otras energías renovables 3,0 3,2 3,5 3,7 4,0 4,3 4,6

Total 674,4 718,8 766,2 879,7 933,8 991,6 1 053,4Fuente: Elaboración propia.

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1200

2010 2011

Mile

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2012 2013 2014 2015 2016

Residencial comercialAgriculturaPúblico servicios

IndustriaTransporteUso no energético

Gráfico 6.3Distribución sectorial del consumo. Escenario A


Cuadro 6.5 Demanda de energía fi nal por sectores (miles de terajoule)

Combustible 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Residencial comercial 178,8 190,4 202,8 216,0 230,0 245,0 260,9

Agricultura 20,9 23,0 25,1 27,2 29,3 31,4 33,5

Público servicios 16,3 17,1 17,9 18,8 19,8 20,8 21,8

Industria 201,2 218,5 237,4 320,8 343,3 367,8 394,5

Transporte 244,8 257,0 269,7 283,1 297,2 312,0 327,5

Uso no energético 12,4 12,8 13,2 13,7 14,2 14,7 15,2

Total 674,4 718,8 766,2 879,7 933,8 991,6 1 053,4Fuente: Elaboración propia.

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Gráfico 6.4 Estructura de la matriz energética. Escenario A. Demanda, año 2010


18,6%

4,8%0,4%

15,1%

4,9%

56,2%

Derivados del petróleoElectricidadGas naturalRenovablesBiomasaCombustibles sólidos

Gráfico 6.5 Estructura de la matriz energética. Escenario A. Demanda, año 2016


21%

11,3%

0,4%

13%

4,9%

49,4%


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Cuadro 6.7 PBI y PBI per cápita (en dólares corrientes)

AñoPBI

(en millones de US$)Población

(en millones de personas)PBI per cápita

(en US$)

2008 128 933 28,23 4,568

2009 126 708 28,54 4,439

2010 144 710 28,86 5,013

2011 162 515 29,19 5,567

2012 177 781 29,52 6,022

2013 194 066 29,85 6,501

2014 210 293 30,18 6,967

2015 234 768 30,51 7,695

2016 254 145 30,84 8,241

Fuente: BCRP, CEPAL, INEI. Elaboración y proyección propia.Fuente: CEPLAN Proyecciones Macroeconómicas 2011 – 2016 / Bruno Seminario (2010).

6.2 Escenario B

6.2.1 Demanda

Crecimiento económico

La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad ha considerado un desarrollo económico medio elaborado por el CEPLAN con el fi n de prever los requerimientos tendenciales del sistema energético nacional. Los valores utilizados para ello son los que se muestran a continuación.

Cuadro 6.6 PBI y PBI per cápita (en soles constantes) 2008-2016

Año PBI Población PBI per cápita

(en millones de S/. 1994) (en millones de personas) (en S/. de 1994)

2008 191 505 28,23 6 785

2009 193 155 28,54 6 767

2010 209 960 28,86 7 274

2011 222 186 29,19 7 611

2012 234 485 29,52 7 943

2013 246 017 29,85 8 241

2014 256 140 30,18 8 487

2015 269 451 30,51 8 831

2016 281 315 30,84 9 122

Fuente: BCRP, INEI. Elaboración y proyección propia.

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Gas natural

El mayor consumo de gas natural es para la generación eléctrica y el proyecto de exportación de Perú LNG. En este aspecto se elabo-rarán las proyecciones de consumos por parte de los generadores eléctricos y se sumarán a las proyecciones de consumos residencia-les e industriales.

Como puede apreciarse en el gráfi co 6.1 hacia fi nes del año 2013 podría existir una falta de producción para cubrir la demanda de gas natural. Este gráfi co incluye la demanda destinada a la exporta-ción (Proyecto Perú LNG), previendo que se venderá 620 MMPCD durante los años 2010 y 2028 contabilizando un total de 4,2 TCF de consumo de reservas.

Hidrocarburos

En el caso de la demanda de hidrocarburos, los mayores consumi-dores de hidrocarburos líquidos seguirán siendo el sector transporte e industrial. Se preverá la sustitución de los hidrocarburos en los parques automotores de Lima e industrial según la demanda estima-da en el plan referencial de hidrocarburos.

Electricidad

Para el caso de la electricidad se considerará un crecimiento medio, considerando las estimaciones globales elaboradas en el Plan Refe-rencial de Electricidad 2008 y las últimas proyecciones del COES y OSINERGMIN.

Cuadro 6.8 Proyección de demanda electricidad. Escenario Medio

Energía Potencia

Año GWh % MW %

2011 34 704 8,1% 5 035 7,5%

2012 37 631 8,4% 5 566 10,5%

2013 40 665 8,1% 6 034 8,4%

2014 45 325 11,5% 6 723 11,4%

2015 49 739 9,7% 7 265 8,1%

2016 53 077 6,7% 7 739 6,5%

Promedio: 2011-2016 8,75% 8,74%

Fuente: COES.

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6.2.2 Oferta

Electricidad

La oferta de electricidad es la misma que se ha establecido en el es-cenario A. Sin embargo, la participación de la producción de elec-tricidad será mayor debido a la mayor demanda de electricidad, si bien se utilizará el mismo parque generador.

Gas natural

La oferta de gas natural es la misma que se ha establecido en el escenario A. Se tendrá un consumo mayor que en el escenario A de-bido al mayor uso de gas natural para la producción de electricidad.

Hidrocarburos

La oferta de gas natural es la misma que se ha establecido en el escenario A.

6.2.3 Resultados del Escenario B

A partir de los supuestos, se ha obtenido la proyección de deman-da de energéticos para cada uno de los sectores de consumo. Los análisis muestran que la demanda de energía fi nal crecerá a una tasa del 5 por ciento promedio anual en el periodo 2010-2016, que equivale a un aumento de aproximadamente 300 000 terajoule, destacándose el crecimiento del diésel y gas natural, este último como consecuencia del uso para generación eléctrica.

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La demanda estimada en el escenario base por sectores económi-cos se muestra en el gráfi co siguiente.

0

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2010 2011

Mile

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2012 2013 2014 2015 2016

BiomasaCarbón y coqueDerivados petróleo

ElectricidadGas naturalOtras energias renovables

Gráfico 6.6Demanda de energía final. Escenario B



Combustible 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Biomasa 101,5 105,9 110,3 114,9 119,5 124,2 129,0

Carbón y coque 32,7 34,5 36,4 38,5 40,7 42,9 45,4

Derivados petróleo 376,1 390,6 406,0 421,1 439,4 458,5 478,4

Electricidad 125,0 136,4 148,1 161,7 173,6 186,4 200,2

Gas natural 32,4 34,7 37,2 102,7 105,6 108,7 112,0


Total 670,7 705,2 741,5 842,4 882,5 924,8 969,2Fuente: Elaboración propia.

65

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Plazo

0

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600

800

1 000

2010 2011

Mile

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2012 2013 2014 2015 2016

Residencial comercialAgriculturaPúblico servicios


Gráfico 6.7Distribución sectorial del consumo. Escenario B

Fuente: Elaboración Propia

Cuadro 6.10 Demanda de energía fi nal por sectores (miles de terajoule)

Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Agricultura 20,9 22,3 23,7 25,1 26,5 27,9 29,3


Industria 200,5 213,2 226,6 303,8 319,0 335,3 352,6

Transporte 242,0 251,6 261,6 272,0 282,8 294,0 305,7


Total 670,7 705,2 741,5 842,4 882,5 924,8 969,2Fuente: Elaboración propia.

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Gráfico 6.8 Estructura de la matriz energética. Escenario B. Demanda, año 2010



18,6%

4,8%

0,5%

15,1%

4,9%

56,1%

Gráfico 6.9 Estructura de la matriz energética. Escenario B. Demanda, año 2016



20,7%

11,6%

0,4%

13,3%

4,7%

49,4%

67

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Plazo

6.3 Análisis del Sector Eléctrico

6.3.1 Incertidumbres que afectan la generación de electricidad

La mayor incertidumbre que existe en la generación eléctrica es la disponibilidad del recurso agua a lo largo de un año y sus estacio-nes, así mismo año a año. Es decir, existen dos tipos de variacio-nes en la disponibilidad del recursos agua. La primera, asociada a la estacionalidad anual que en los meses de avenida (diciembre-abril) permite disponer de grandes cantidades de agua debido a las lluvias, como se puede apreciar en el gráfi co siguiente en el que se muestra el porcentaje de pérdida de potencia de generación de electricidad mes a mes.

Como se puede observar, en el SEIN la pérdida de disponibilidad de potencia estacional puede llegar a ser superior al 25 por ciento de toda la capacidad instalada de las centrales hidroeléctricas en los meses de máximo estiaje. Si bien la mayoría de centrales cuenta con sistemas de regulación mediante embalses de regulación esta-cional e interanual, la variabilidad estacional puede afectar seria-mente el sistema eléctrico si no se dispone de una reserva sufi ciente (generación térmica) que permita amortiguar el efecto de las épocas de estiaje.

Abr-0

4

Ago-

04

Nov

-04

Feb-

05

May

-05

Set-0

5

Dic

-05

Mar

-06

Jul-0

6

Oct

-06

Ene-

07

Abr-0

7

Ago-

07

Nov

-07

Feb-

08

Jun-

08

Set-0

8

Dic

-08

Mar

-09

Jul-0

9

Oct

-09

Ene-

10

May

-10

Porc

enta

je d

ism

inuc

ión

Mes

Gráfico 6.10Porcentaje de disminución de la potencia efectiva mensual

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

Fuente: Boletines de Análisis de Operación del Sector Eléctrico – OSINERGMIN Elaboración propia.

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Por otro lado, existe otra incertidumbre que corresponde a la dispo-nibilidad del recurso agua de forma anual, es decir, existen años que son muy secos y otros muy húmedos; esta variabilidad interanual de la disponibilidad del recurso agua se muestra en el gráfi co siguiente.

En este gráfi co se muestra la capacidad de producción de todas las centrales eléctricas del SEIN de acuerdo a la disponibilidad de agua durante los años 1965 a 2006. Como se percibe, si ocurren las condiciones de lluvias de un año parecido a 1992 (año de sequía), se restringiría notablemente la capacidad de producción de las cen-trales eléctricas.

6.3.2 Restricciones de transporte de electricidad

Como se había advertido anteriormente, la concentración de la ca-pacidad de generación con gas natural genera otra necesidad, la de poder trasladar la energía generada en grandes cantidades en Chilca, hacia las zonas norte y sur del Perú. A la fecha existen res-tricciones en la capacidad de transmisión de las líneas que van del centro al norte y al sur. Debido a ello se ha establecido la cons-trucción y repotenciamiento de las líneas que permitan distribuir mejor la electricidad a todo el país. Esta infraestructura puede sufrir retrasos en su construcción por diversos motivos, lo cual afectaría fuertemente la estabilidad y disponibilidad de electricidad barata y confi able en el Norte y Sur.

Gráfico 6.11Energía hidráulica del sistema interconectado (Año 2006)

GWh

AñoFuente: OSINERGMIN.

1971

1965

1966

1967

1968

1969

1970

1972

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

16 000

17 000

18 000

19 000

10 000

11 000

22 000

23 000

Media

Media - o

Media + o

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6.3.3 Restricciones de transporte de gas natural

Como se puede apreciar en el gráfi co 4.3, los requerimientos de gas natural de las centrales térmicas estarán por encima de la capacidad de transporte hacia Chilca y Lima, por lo que es necesario asegurar la ampliación de dicho ramal para poder disponer del gas natural para generación de electricidad.

6.3.4 Situación de la reserva eléctrica en el próximo quinquenio

Como se puede apreciar en el gráfi co siguiente, en el próximo quin-quenio la reserva de generación en la época de estiaje estará por encima del 15 por ciento. Sin embargo, en los años 2011 y 2012 y en particular el 2012 la reserva esperada es de 10 por ciento; esto considera una disminución de la capacidad de producción de electricidad de las centrales hidroeléctricas de un 30 por ciento, es decir, un año bastante seco.

Considerando que podría presentarse un año extremadamente seco en 2012, la dispo-nibilidad de agua podría ser incluso menor. Si a ello se agrega un posible retraso en la ampliación del ducto de Camisea para abastecer a las centrales de Chilca y el retraso en el ingreso de la central hidroeléctrica Machu Picchu II, podremos decir que existe un riesgo considerable de restricción del suministro eléctrico para fi nes de 2012 e ini-cios de 2013. Por ello es importante asegurar la entrada en operación de la ampliación de transporte de gas natural así como de las líneas de transmisión necesarias para el transporte de electricidad.

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2011

Pote

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MW

2012 2013 2014 2015 2016

Reservas Térmico HIdro RER Demanda

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8 000

9 000

10 000

Demanda4 783 MW

R= 13%R= 10% Demanda

5 172 MW

R= 17%

Demanda5 874 MW

R= 20%

Demanda6 602 MW

R= 16%

Demanda7 164 MW

R= 19%

Demanda7 576 MW

Gráfico 6.12Estimación de la reserva en estiaje 2011 -2016

Fuente: COES

CAPÍTULO

7 RESULTADOS DE ESCENARIOS PROSPECTIVOS DE 2011 A 2040

Los resultados de los escenarios prospectivos han sido elaborados considerando los proyectos de infraestructura energética que se planean desarrollar en las próximas dos décadas. Asimismo, el desarrollo de largo plazo ha tenido en cuenta el impacto futuro de las condiciones de consumo y producción. Los valores de las tendencias económicas han tomado en cuenta los objetivos del Plan Estratégico de Desarrollo Nacional al 2021 elaborado por CEPLAN; en adelante se consideró un crecimiento promedio en cada escenario.

7.1 Crecimiento Económico

La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad tomará en consideración un desarrollo económico alto con el fi n contrastar los valores del escenario tendencial I del sistema ener-gético nacional.

2017 - 2021 = 6,0 %

2022 - 2026 = 5,0 %

2027 – 2040 = 4,5 %

7.2 Escenario I

7.2.1 Demanda

Electricidad

Para el caso de la electricidad se consideró las proyecciones ela-boradas en el Plan Referencial de Electricidad al 2025, las mismas que han sido debidamente actualizadas. Después de las cuales se asumirá un crecimiento alto de la demanda vegetativa.

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Plazo

Gas natural

Para el largo plazo el proyecto de exportación de Perú LNG termi-nará su contrato en el año 2028 y acumulará un total de 4,2 TCF de consumo de las reservas totales. Para medir su impacto con el actual nivel de reservas se asumirá la capacidad de transporte de gas natural. En este punto existe riesgo de falta de capacidad de transporte hacia Lima para generación eléctrica; sin embargo, en este escenario dicha condición no será considerada; se supondrá que no existen restricciones en el largo plazo.

En los campos de proyección de consumos residenciales e indus-triales se utilizará la demanda proyectada en el Plan Referencial de Hidrocarburos así como en los procesos de fi jación de tarifas de gas natural, ajustando las mismas de acuerdo al crecimiento económi-co previsto para este escenario. Se continuará con las conversiones a GNV hasta donde sea posible.

Hidrocarburos

Se consideró la sustitución de los hidrocarburos líquidos deriva-dos de petróleo por combustibles como el gas natural y las ener-gías renovables.

7.2.2 Oferta

Electricidad

En cuanto a la generación eléctrica, se considera que no se desarro-llarán nuevas centrales a gas natural después del ingreso de la ca-pacidad comprometida en Chilca. El ingreso de nueva generación dependerá de la disponibilidad y certifi cación de nuevas reservas.

En el campo de la energía nuclear se considerará la entrada en ope-ración de esta tecnología después del año 2030, considerando que su maduración demora aproximadamente unos 15 a 20 años. La central nuclear a analizar tendrá una capacidad de entre 1 000 MW y 3 000 MW.

El desarrollo de centrales hidroeléctricas se considerará en todo el horizonte de análisis. Se considerará el desarrollo intensivo de Ener-gías Renovables No Convencionales (ERNC) de acuerdo al avance de los costos de contar con generación basada en dicha fuente. El

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parque generador utilizado para este escenario se muestra en el Anexo de Plan de obras de generación para el escenario I.

Gas natural

Se considerará el desarrollo de gasoductos regionales al norte y al sur, pero sin nueva capacidad de producción ni tampoco el desa-rrollo de nuevas reservas.

Hidrocarburos

En este capítulo de los hidrocarburos lo que se plantea observar es el impacto del desarrollo de reservas de hidrocarburos en la matriz energética, pero principalmente en la seguridad de suministro.

Para el petróleo se ha considerado los descubrimientos de las em-presas Talisman y Perenco realizados en la selva norte. Se considera su desarrollo en los años 2014 y 2018 con una cantidad de 300 millones de barriles por cada uno. Se considera el desarrollo de nuevas reservas de petróleo en el año 2025.

Para el gas natural las reservas corresponden a los descubrimien-tos realizados durante el año 2009 por las empresas Petrobrás y Pluspetrol en los lotes 57 y 58 aledaños a Camisea, considerando que en cada lote se desarrollarán reservas por 1,5 TCF en el 2015. Asimismo, se toma en cuenta el desarrollo de nuevas reservas en la década de 2020.

7.2.3 Resultados del Escenario I

A partir de los supuestos, se ha obtenido la proyección de demanda de energéticos para cada uno de los sectores de consumo. Los aná-lisis muestran que la demanda de energía fi nal crecerá a una tasa del 5,5 por ciento promedio anual en el periodo 2010-2040, que equivale a un aumento de aproximadamente 2 930 000 terajoule.

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Plazo

La demanda estimada en el escenario base por sectores económi-cos se muestran en el gráfi co siguiente. La distribución de la de-manda muestra un rápido crecimiento de los sectores construcción y cemento seguido de comercial, transporte e industrial.


Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Biomasa 101,5 130,8 161,9 192,6 219,2 232,1 213,9

Carbón y coque 32,8 48,2 62,9 79,8 101,2 128,5 163,3

Derivados petróleo 379,2 492,1 632,4 805,6 1 024,2 1 300,6 1 650,2

Electricidad 125,4 202,4 291,3 412,0 584,9 834,0 1 194,8

Gas natural 32,5 113,9 135,8 165,0 207,1 268,8 360,6


Total 674,4 991,6 1 290,3 1 663,0 2 147,7 2 779,3 3 603,6Fuente: Elaboración propia.

Gráfico 7.1Demanda de energía final. Escenario I (Miles de terajoule)

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Biomasa

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Carbón y CoqueDerivados petróleo

ElectricidadGas NaturalOtras energías renovables

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7.3 Escenario II

7.3.1 Demanda

Crecimiento económico

La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad tomará en consideración un desarrollo econó-mico medio de los últimos 10 años con el fi n de prever los reque-rimientos tendenciales del sistema energético nacional y establecer una línea de referencia sobre la cual contrastar los otros escenarios.

2017 - 2021 = 5,0 %

2022 - 2026 = 4,5 %

Cuadro 7.2 Demanda de energía fi nal por fuentes (miles de terajoule)

Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Agricultura 20,9 31,4 41,9 52,3 62,8 73,3 83,7


Industria 201,2 367,8 476,0 606,5 778,3 1 004,7 1 302,9

Transporte 244,8 312,0 397,6 506,8 646,1 823,8 1 050,5



Gráfico 7.2Disctribución sectorial del consumo. Escenario I (Miles de terajoule)

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Mile

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AgriculturaPúblico servicios


0

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1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000


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Plazo

2027 – 2040 = 4,0 %

Electricidad

Para el caso de la electricidad se considerará las proyecciones ela-boradas en el Plan Referencial de Electricidad a 2025, después de las cuales se supondrá un crecimiento medio de la demanda vege-tativa.

Gas natural

El consumo para una nueva generación eléctrica se tendrá que res-tringir a partir de 2014, excepto una central de ciclo simple en Ilo como parte del desarrollo del gasoducto sur. El proyecto de expor-tación de Perú LNG se mantiene hasta el fi n del contrato en el año 2028. Se continúa las conversiones a GNV y se expande la deman-da residencial pero a menor ritmo que en el Escenario I.

Hidrocarburos

Se considerará la sustitución de los hidrocarburos líquidos deriva-dos de petróleo por combustibles como el gas natural y las energías renovables.

7.3.2 Oferta

Electricidad

En la generación eléctrica se considera que no se desarrollarán nuevas centrales a gas natural después del ingreso de la capacidad comprometida en Chilca. El ingreso de nueva generación depende-rá de la disponibilidad y certifi cación de nuevas reservas.

En el campo de la energía nuclear se considerará la entrada en ope-ración de esta tecnología después del año 2030, considerando que su maduración demora aproximadamente unos 15 a 20 años. La central nuclear a analizar tendrá una capacidad de entre 1 000 MW y 3 000 MW.

El desarrollo de centrales hidroeléctricas se considerará en todo el horizonte de análisis. Se considerará el desarrollo intensivo de Ener-gías Renovables No Convencionales (ERNC) de acuerdo al avance de los costos de contar con generación basada en dicha fuente.

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El parque generador utilizado para este escenario se muestra en el Anexo de Plan de obras de generación para el Escenario II.

Gas natural

Se considerará el desarrollo de gasoductos regionales al norte y al sur así como de nueva capacidad de producción en el campo debi-do al desarrollo de nuevas reservas.

Se han incrementado reservas en el año 2016 en una cantidad de 3 TCF. Estas reservas corresponden a los descubrimientos realizados durante el año 2009 por las empresas Petrobrás y Pluspetrol en los lotes 57 y 58 aledaños a Camisea, considerando que en cada lote se desarrollarán reservas por 1,5 TCF. Además a este desarrollo de reservas, se considera que se podrá desarrollar 2,0 TCF adicionales en el largo plazo a partir del año 2025.

Hidrocarburos

Se considera que el abastecimiento de la demanda será atendido con las refi nerías existentes, además en el mediano plazo se espera la reducción del porcentaje de azufre en los combustibles así como la continuidad de la estructura de precios de combustibles.

En este capítulo de los hidrocarburos lo que se plantea observar es el impacto del desarrollo de reservas de hidrocarburos en la matriz energética, pero principalmente en la seguridad de suministro.

Para el petróleo se ha considerado los descubrimientos de las em-presas Talismán y Perenco realizados en la selva norte. Se considera su desarrollo en los años 2014 y 2018 con una cantidad de 300 millones de barriles por cada uno. Se considera el desarrollo de nuevas reservas de petróleo en el año 2025.

7.3.3 Resultados del Escenario II


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Plazo

La demanda estimada en el escenario base por sectores económi-cos, se muestra en el gráfi co que sigue. La distribución de la de-manda muestra un rápido crecimiento de los sectores construcción y cemento seguido del comercial, transporte e industrial.

Cuadro 7.3 Demanda de energía fi nal por fuentes Escenario II - (miles de terajoule)

Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Biomasa 101,5 124,2 146,6 166,4 180,8 183,0 161,4

Carbón y coque 32,7 42,9 53,5 65,9 81,0 99,8 122,8

Derivados petróleo 376,1 458,5 561,7 685,2 834,8 1 016.1 1 235,8

Electricidad 125,0 186,4 256,2 348,8 476,4 653,0 898,5

Gas natural 32,4 108,7 125,3 147,6 178,9 223,2 286,8



Gráfico 7.3Demanda energía final. Escenario II (Miles de terajoule)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Biomasa

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Carbón y coqueDerivados petróleo

ElectricidadGas naturalOtras energías renovables

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Cuadro 7.4 Demanda de energía fi nal por sectores Escenario II - (miles de terajoule)

Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Agricultura 20,9 27,9 34,9 41,9 48,8 55,8 62,8


Industria 200,5 335,3 414,9 512,0 636,0 794,2 996,1

Transporte 242,0 294,0 357,3 434,3 528,0 641,8 780,3



Gráfico 7.4Disctribución sectorial del consumo. Escenario II (Miles de terajoule)

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Mile

s te

rajo

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0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000


7.4 Escenario III

7.4.1 Demanda

Crecimiento Económico

La proyección de la demanda de energía tanto de hidrocarburos como electricidad tomará en consideración un desarrollo económi-co bajo con el fi n contrastar los valores del escenario tendencial I del sistema energético nacional.

2017 - 2021 = 4,5 %

2022 - 2026 = 4,0 %

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Plazo

2027 – 2040 = 3,5 %

Electricidad

Para el caso de la electricidad se considerará proyecciones por enci-ma de las elaboradas en el Plan Referencial de Electricidad a 2025, previendo un crecimiento económico bajo de la demanda vegeta-tiva.

Gas natural

El consumo para nueva generación eléctrica se tendrá que restrin-gir a partir de 2014 y se analizará. El proyecto de exportación de Perú LNG se mantiene hasta el fi n del contrato. Se continúan las conversiones a GNV y se expande la demanda residencial, pero a mayor ritmo que en el Escenario I. Además de ello, se considerará el desarrollo de la petroquímica.

Hidrocarburos

Los mayores consumidores de hidrocarburos líquidos seguirán sien-do el sector transporte e industrial. En el caso del sector transporte se considera el impacto de nueva tecnología como vehículos híbri-dos y la mejora de la calidad de los combustibles.

7.4.2 Oferta

Electricidad

En la generación eléctrica se considera que no se desarrollarán nuevas centrales a gas natural después del ingreso de la capacidad comprometida en Chilca. El ingreso de nueva generación depende-rá de la disponibilidad y certifi cación de nuevas reservas.

El desarrollo de centrales será hidroeléctrico principalmente hasta el año 2030. Incluirá los proyectos de la Amazonía comprendidos en el convenio con Brasil.

En el campo de la energía nuclear se considerará la entrada en ope-ración de esta tecnología después del año 2030, considerando que su maduración demora aproximadamente unos 15 a 20 años. La central nuclear a analizar tendrá una capacidad de entre 1 000 MW y 3 000 MW de ser necesario se evaluará el ingreso de mayor ca-pacidad.

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El desarrollo de centrales hidroeléctricas se considerará en todo el horizonte de análisis. Se considerará el desarrollo intensivo de ener-gías renovables no convencionales (ERNC) de acuerdo al avance de los costos de contar con generación basada en dicha fuente.

El parque generador utilizado para este escenario se muestra en el Anexo de Plan de obras de generación para el Escenario II.

Gas natural

Se considerará el desarrollo de gasoductos regionales al norte y al sur así como de nueva capacidad de producción en el campo debi-do al desarrollo de nuevas reservas.

Se han incrementado reservas en el año 2016 en una cantidad de 3 TCF. Estas reservas corresponden a los descubrimientos realizados durante el año 2009 por las empresas Petrobrás y Pluspetrol en los lotes 57 y 58 aledaños a Camisea, considerando que en cada lote se desarrollarán reservas por 1,5 TCF. Adicionalmente a este desarrollo de reservas se considera que se podrá desarrollar 2,0 TCF adiciona-les en el largo plazo a partir del año 2025.

Hidrocarburos

Se considera que el abastecimiento de la demanda será atendido con las refi nerías existentes. De ser necesario, en el futuro se deter-minará la necesidad de ampliaciones o nuevas refi nerías, además en el mediano plazo se espera la reducción del porcentaje de azu-fre en los combustibles así como la continuidad de la estructura de precios de combustibles.

7.4.3 Resultados del Escenario III


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La demanda estimada en el escenario base por sectores económi-cos se muestran en el gráfi co siguiente. La distribución de la de-manda muestra un rápido crecimiento de los sectores construcción y cemento seguido de comercial, transporte e industrial.

Cuadro 7.5 Demanda de energía fi nal por fuentes Escenario III - (miles de terajoule)

Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Biomasa 101,5 117,9 132,3 143,0 148,0 142,6 119,6

Carbón y coque 32,6 38,2 45,4 54,2 64,6 77,1 91,9

Derivados petróleo 373,9 427,9 499,0 581,9 678.2 790,3 920,6

Electricidad 124,7 171,6 225,0 294,5 386,6 509,2 672,7

Gas natural 32,3 104,0 116,3 133,1 155,9 187,2 230,7



Gráfico 7.5Demanda energía final. Escenario III (Miles de terajoule)

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Biomasa

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Carbón y coqueDerivados petróleo

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Cuadro 7.6 Demanda de energía fi nal por sectores Escenario III - (miles de terajoule)

Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


Agricultura 20,9 24,4 27,9 31,4 34,9 38,4 41,9


Industria 199,9 305,9 362,2 432,9 520,3 628,4 762,2

Transporte 240,2 278,1 321,9 372,8 431,7 500,0 579,1


Total 668,0 863,6 1 022.9 1 212,7 1 440,9 1 715,8 2 047,3Fuente: Elaboración propia.

Gráfico 7.6Disctribución sectorial del consumo. Escenario III (Miles de terajoule)

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040


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Cuadro 7.7 Requerimientos primarios – Escenario I Crecimiento de demanda alto

Combustible 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Biomasa 101,5 131,0 162,2 192,8 219,4 232,3 214,1

Carbón y Coque 53,8 71,6 89,9 150,7 219,3 233,2 326,9

Crudo 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1

Derivados petróleo 64,6 205,2 352,4 531,5 776,3 1 029,7 1 464,6

Gas natural 170,9 360,1 399,5 419,3 464,9 475,2 623,2

Geotermia 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 21,7 23,0

Hidráulica 78,7 100,9 190,6 315,8 485,9 658,9 926,2

LGN 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3

Nuclear 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 346,7 550,9

Otras energías renovables

3,0 4,3 5,9 8,1 11,1 15,2 20,9

Viento 0,0 1,7 1,8 4,8 8,1 14,4 18,6


Gráfico 7.7Requerimientos primarios. Escenario I. Crecimiento de demanda alto

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

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BiomasaCarbón y coqueCrudoDerivados petróleo

Gas natural

Geotermia

Hidráulica

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Nuclear


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7.5 Requerimientos Primarios-Por Escenario

A continuación se presentan los resultados de los requerimientos primarios para los distintos escenarios, en forma detallada, por fuente energética.

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Cuadro 7.8 Requerimientos primarios – Escenario II Crecimiento de demanda medio

Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Biomasa 101,5 124,4 146,8 166,6 181,0 183,2 161,7

Carbón y coque 53,6 65,0 78,9 133,4 150,1 168,6 215,0

Crudo 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1


Gas natural 180,8 351,0 395,4 398,4 420,0 417,5 494,9

Geotermia 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,1 22,9

Hidráulica 78,4 98,8 161,9 263,3 408,4 558,6 729,2

LGN 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3

Nuclear 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 170,2 366,9

Otras energias renovables

3,0 4,0 5,3 6,8 8,9 11,5 15,0

Viento 0,0 1,7 1,8 1,7 3,2 6,4 15,2

Total 838,1 1 152,1 1406,5 1 713,8 2 070,2 2 600,2 3 332,9Fuente: Elaboración propia.

Gráfico 7.8Requerimientos primarios Escenario II Crecimiento de demanda medio

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

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Gas natural

Geotermia

Hidráulica

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Cuadro 7.9 Requerimientos primarios – Escenario III Crecimiento de demanda bajo

Combustible 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Biomasa 101,5 118,1 132,6 143,2 148,2 142,8 119,9

Carbón y Coque 53,5 58,2 68,7 79,3 130,7 120,5 139,5

Crudo 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1 194,1


Gas natural 180,2 328,5 362,1 389,3 396,4 376,5 424,6

Geotermia 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 14,6

Hidráulica 78,2 90,9 135,4 208,4 306,7 414,1 570,8

LGN 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3 165,3

Nuclear 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 169,5 174,6


3,0 3,9 4,9 6,1 7,6 9,4 11,8

Viento 0,0 1,6 1,8 1,8 3,2 4,8 11,3

Total 834,9 1 074,8 1 256,1 1 464,7 1 728,6 2 075,6 2 440,8Fuente: Elaboración propia.

Gráfico 7.9Requerimientos primarios. Escenario III. Crecimiento de demanda bajo

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

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Gas natural

Geotermia

Hidráulica

LGN

Nuclear


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1) La composición de la matriz energética actual basada en combustibles fósiles derivados de petróleo debe cambiar hacia otros combustibles como el gas natural, los líquidos del gas natural y en el caso del sector eléctrico hacia la hidroelectricidad. Este proceso de cambio es lento y todavía se verían los resultados de un cambio de matriz energética en los próximos 10 años.

2) El precio del abastecimiento de energía en el mediano plazo estará in-fl uenciado fuertemente por el precio del petróleo debido a nuestra alta dependencia de dicho energético. Frente a ello, es necesario establecer una nueva política de aplicación del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC), ya que este afecta principalmente a los combustibles derivados del petróleo que son en su mayor parte utilizados en el sector transporte. Entre los criterios a tomar debe estar el de afectar menos a los vehículos efi cientes y que utilizan combustibles menos contaminantes, y de tal forma redireccionar el consumo a combustibles menos contaminantes.

3) Es necesario asegurar la instalación de nueva infraestructura de trans-porte en el muy corto plazo, principalmente la nueva capacidad de transmisión eléctrica al norte y al sur, así como la ampliación de capa-cidad del ducto de gas natural hacia la zona de Chilca. Finalmente, en el sector eléctrico es necesario asegurar la instalación del proyecto de reserva fría que actualmente busca instalar 200 MW en Talara, 200 MW en Trujillo y 400 MW en Ilo, pues con ello se evitarán posibles contin-gencias en el sector electricidad.

4) El uso de la energía nuclear debe iniciarse en el próximo quinquenio para poder disponer de dicho recurso hacia la década de 2030, cuando estemos en el periodo en que se llegue al límite de reservas explotables de hidroelectricidad, frente a lo cual será necesario introducir esta nue-va energía para poder tener una matriz más diversifi cada.

5) En el caso de energías renovables, la participación de estas en la matriz de producción de energía eléctrica debería mantenerse con las normas actuales, hasta poder evaluar si las capacidades de intensidad de viento

CAPÍTULO

8 CONCLUSIONES

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y solar, así como la geotermia, son realmente tan benefi ciosas como se dice. A este respecto, instalar aerogeneradores tiene el problema de la variabilidad del viento y de la necesidad de tener siempre una genera-ción de respaldo térmica; y por el lado de la energía solar en la parte de generación eléctrica su contribución es mínima, puesto que en la hora punta dicha tecnología no permite producir electricidad. Es necesario hacer un seguimiento y evaluación permanente a los proyectos de ener-gías renovables que actualmente se han licitado y estarán entrando en operación en el 2013.

6) Un punto importante en el desarrollo del sector energético es la seguridad energética, que según las simulaciones realizadas podría verse disminui-da por el agotamiento de alguna fuente relevante de energía como podría ser el gas natural (década del 30 de esta centuria) o el petróleo (década del 20), esto dependiendo de que no se hayan desarrollado nuevas reser-vas que las existentes al día de hoy. Frente a este posible agotamiento es necesario establecer una política de perforación de pozos que nos permi-ta explorar el territorio con mayor efectividad y cantidad, de tal forma de poder reponer las reservas actuales con nuevas reservas en el futuro. La falta de conocimiento de la cantidad exacta de reservas es una debilidad que afectaría cualquier medida de política que pudiera implementarse.

7) La intensidad energética ha venido en disminución en las últimas déca-das, lo que indica que para una determinada cantidad de producción requerimos de menos energía. En los últimos años la intensidad ener-gética del país es alrededor de los 2 a 3 TJ/Millones de nuevos soles de 1994. En el futuro este valor debe continuar disminuyendo, para lo cual es necesario establecer políticas de ahorro y uso efi ciente de la energía.

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8) La principal difi cultad para el abastecimiento de energía de la pobla-ción pobre es el costo de instalación de infraestructura versus la capa-cidad de compra en el mercado energético, pues generalmente es en zonas pobres en donde el consumo de energía per cápita es mucho menor; y un mercado como este no permite el desarrollo de inversión privada que busca siempre una rentabilidad. Por ello el Estado debería de continuar la promoción de la electrifi cación rural mediante la tec-nología convencional de expansión de redes así como de la utilización de recursos y tecnología renovable como eólica y solar ahí en donde sea más económico hacerlo. Debido al bajo nivel adquisitivo, será ne-cesario generar un subsidio a la inversión en la infraestructura evitando el subsidio al precio del energético. Como conclusión de esto se debe indicar que la estrategia de energización de la población pobre debe estar integrada de manera multidisciplinaria para establecer estrategias de desarrollo económico de tal forma que eleve el nivel de consumo de energía y la capacidad de pago de las poblaciones para permitir la sostenibilidad de los proyectos y el mantenimiento de las instalaciones.

9) En el campo de la competitividad del sector energía podría tenerse dos enfoques: uno interno y otro externo. En el primero es necesario intro-ducir mayores mecanismos de competencia en los sectores eléctrico y de hidrocarburos; sin embargo, debido al pequeño tamaño del mer-cado no es posible desarrollar la sufi ciente competencia a pesar de utilizar mecanismos como las subastas en el sector eléctrico que han permitido comprometer inversiones nuevas en generación eléctrica y

2,00

2,50

3,00

3,50

4,50

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Gráfico 8.1Evolución de la intensidad energética

1980

1981

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2006

2007

2003

Consumo final / PBI Consumo final sin Biomasa / PBI

TJ/(1

0 nu

evos

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94)

Fuente: Balance Nacional de Energía 1977 - 2007. MINEM

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dentro de ella algunas centrales hidroeléctricas. En el segundo, es perti-nente apreciar la estrategia utilizada por otros países como Colombia o Brasil, que en asociaciones públicas privadas o empresas públicas han mantenido empresas integradas verticalmente con inversiones en otros países como en el Perú (ISA-REP), logrando una competitividad de una empresa nacional a un nivel internacional. En el caso de las empresas nacionales de petróleo, estas son en la mayor parte del mundo de pro-piedad estatal. En el caso peruano podría evaluarse la participación de PETROPERÚ en toda la cadena, de tal forma de hacerla más competiti-va y lo mismo podría hacerse para el caso de ELECTROPERÚ, pues no se han podido privatizar completamente, y además no se les permite desarrollarse bajo las reglas de mercado, pues la normativa limita su capacidad de acción.

Anexo A: Condiciones para Utilizar la Base de Datos sobre el Perú

Country: Peru

This data set is intended to provide a starting point for national energy and climate policy analysis in Peru.

For information on data, methods and assumptions please see the Starter Data Set Notes. The datasets are based on a range of international data sources kindly made available by the following organizations:

The International Energy Agency (IEA).

The World Bank.

The United Nations (UN).

The Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC).

The European Commission.

The U.S. Energy Information Administration.

The World Energy Council (WEC).

The World Resources Institute (WRI).

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(2) The IEA logo will not be displayed with the Data or any reports and analyses produ-ced with it.

(3) Any changes, additions, or omissions to any of the Data can only be made on con-dition that it is noted in writing that the source of the Data used or reproduced is the OECD/IEA, with appropriate copyright details and a statement that the Data is modifi ed by the User.

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SEI and the OECD/IEA shall not be liable for any damages or losses whatsoever in connection with or arising out of the use of the Data Set.

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Anexo B : Desarrollo de la Generación Eléctrica por Escenarios.

Solar Geotérmica Eólico

Minihidráulica Hidrocarburos Ciclo abierto

Ciclo combinado Hidráulica

Alto Medio Bajo


2 816 2 816 3 036 3 036 3 068 3 261 3 631 4 095 4 497

493 493 493 493 1 337

2 645 2 941

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2 148 2 148 1 760

2 098 2 070

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2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Desarrollo de la demanda de potencia (MW)y generación eléctrica, 2008 - 2016, todos los Escenarios




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4 4975 148

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7 685

8 6853 198

3 198

1 9011 901

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1 901

1 9011 901

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1 657

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Plan de obras de generaciónEscenario I, Década 2021 -2030

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 203020290

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15 000

20 000

25 000

35 000

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3 198 3 1983 198

3 198

3 198 3 1983 198

3 1983 198

3 198

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1 6571 657

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1 6571 657

1 6571 657

1 657

2 3012 301

2 3012 301

2 3012 301

2 3012 301

2 301

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Ciclo combinado Hidráulica Carbón

Alto




Medio


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5 1485 685

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1 9011 901

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3 1983 198

3 1983 198

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Plan de obras de generaciónEscenario I, Década 2031-2040

2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 204020390

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22 25019 856

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3 1983 198 3 198

2 3012 301

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2 2572 257

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2 657 2 3013 257 2 301

3 2572 3013 257 2 301

2 301 2 3014 2573 257

3 257

23 840 27 083 27 083 29 783 32 783 35 019 35 96031 283




Ciclo combinado Hidráulica NuclearCarbón Alto

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Plan

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GN

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C.T.

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519

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519

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519

2,5

192,

5

C.T.

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MW

)H

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40,0

40,0

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40,0

40,0

C.T.

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3 M

W)

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C.H

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C.H

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anal

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0,0

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C.T.

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oro

Biom

asa

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C.T.

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C.T.

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C.H

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0

C.H

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0

C.E.

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C.E.

Cen

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C.T.

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MW

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9

C.H

. Hua

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C.H

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C.H

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C.H

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C.H

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C.S.

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20,0

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C.S.

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20,0

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C.S.

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C.S.

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20,0

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20,0

C.H

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2010

2011

2012

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2015

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2019

C.H

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20,0

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C.H

. Ang

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20,0

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20,0

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C.H

. Ang

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C.T.

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MW

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C.T.

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- 50

MW

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C.H

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W)

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C.T.

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C.T.

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353

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C.T.

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C.T.

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l D2/

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0

C.T.

Turb

o ga

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roca

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C.T.

Turb

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0

C.T.

Sant

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TV

- Cic

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Gas

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C.H

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C.T.

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0

C.H

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C.H

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MW

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168,

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C.H

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C.T.

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C.H

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400

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C.H

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Hid

rául

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C.H

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MW

)H

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C.H

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W)

Hid

rául

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220

220

220

C.H

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(382

MW

)H

idrá

ulic

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238

238

2

C.H

. Puc

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(200

MW

)H

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ulic

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020

0

C.H

. San

ta R

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74 M

W)

Hid

rául

ica

174

174

C.H

. Cur

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63 M

W)

Hid

rául

ica

163

163

C.H

. San

Gab

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MW

)H

idrá

ulic

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0

C.H

. San

Gab

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W)

Hid

rául

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188

C.H

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MW

)H

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C.T.

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0

C.H

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MW

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0

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yecc

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96

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2

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2020

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3920

40

2020

C.H.

Moll

oco I

(200

MW

)Hi

dráu

lica

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

2020

C.H.

Moll

oco I

I (180

MW

)Hi

dráu

lica

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

2020

C.H.

Prim

avera

(290

MW

)Hi

dráu

lica

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

2020

C.H.

Verac

ruz (

730 M

W)

Hidr

áulic

a73

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

073

0

2021

C.H.

Inam

bari

(2 00

0 MW

)Hi

dráu

lica

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

2021

C.E.

Centr

ales E

ólica

sEó

lico

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

2022

C.H.

Alto

Piur

a (25

0 MW

)Hi

dráu

lica

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

250

2022

C.H.

Olm

os (2

40 M

W)

Hidr

áulic

a24

024

024

024

024

024

024

024

024

024

024

024

024

024

024

024

024

024

024

0

2022

Tamb

o 60 (

580 M

W)

Hidr

áulic

a29

029

029

029

029

029

029

029

029

029

029

029

029

029

029

029

029

029

029

0

2023

C.H.

Cha

din 2

(600 M

W)

Hidr

áulic

a60

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

060

0

2023

C.H.

Man

270 (

286 M

W)

Hidr

áulic

a28

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

6

2023

Main

ique 1

(607

MW

)Hi

dráu

lica

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

2024

C.C.

Cen

tral C

arbón

1 (45

0 MW

)Ca

rbón

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

2024

C.H.

Mini

hidráu

licas

Mini

hidráu

lica

8080

8080

8080

8080

8080

8080

8080

8080

80

2024

C.H.

La B

alsa (

915 M

W)

Hidr

áulic

a91

591

591

591

591

591

591

591

591

591

591

591

591

591

591

591

591

5

2025

C.H.

Cum

ba 4

(825 M

W)

Hidr

áulic

a82

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

5

2025

C.E.

Centr

ales e

ólica

sEó

lico

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

2025

C.H.

Vizc

atan (

750 M

W)

Hidr

áulic

a75

075

075

075

075

075

075

075

075

075

075

075

075

075

075

075

0

2026

Tamb

o 40 (

1286

MW

)Hi

dráu

lica

643

643

643

643

643

643

643

643

643

643

643

643

643

643

643

2026

C.E.

Centr

ales E

ólica

sEó

lico

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

2026

C.H.

Uru

bamb

a (73

5 MW

)Hi

dráu

lica

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

2027

C.H.

Mini

hidráu

licas

Mini

hidráu

lica

8080

8080

8080

8080

8080

8080

8080

2027

Paqu

itzap

ango

(220

0 MW

)Hi

dráu

lica

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

2028

C.C.

Cen

tral C

arbón

2 (45

0 MW

)Ca

rbón

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

450

2028

C.H.

La G

uitarr

a (22

0 MW

)Hi

dráu

lica

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

220

2028

C.H.

Suma

ibeni

(1200

MW

)Hi

dráu

lica

1200

1 200

1 200

1 200

1 200

1 200

1 200

1 200

1 200

1 200

1 200

1 200

1 200

2029

C.T.

Turb

o gas

dual

D2/G

asna

tural

Hidr

ocarb

uros

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

2029

C.H.

Puert

o Prad

o (11

63 M

W)

Hidr

áulic

a1 1

631 1

631 1

631 1

631 1

631 1

631 1

631 1

631 1

631 1

631 1

631 1

63

2030

C.H.

Ren

tema (

854 M

W)

Hidr

áulic

a85

485

485

485

485

485

485

485

485

485

485

4

2030

C.E.

Centr

ales e

ólica

sEó

lico

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

97

Pro

yeccion

es de la M


Plazo

Año

Nomb

re Ce

ntral

de G

enera

ción

Comb

ustib

le20

2020

2120

2220

2320

2420

2520

2620

2720

2820

2920

3020

3120

3220

3320

3420

3520

3620

3720

3820

3920

40

2030

C.H.

Cuq

uipam

pa (8

00 M

W)

Hidr

áulic

a80

080

080

080

080

080

080

080

080

080

080

0

2031

C.N.

Nuc

lear 1

(200

0 MW

)Nu

clear

2 000

2 000

2 000

2 000

2 000

2 000

2 000

2 000

2 000

2 000

2031

C.E.

Centr

ales e

ólica

sEó

lico

150

150

150

150

150

150

150

150

150

150

2031

C.G.

Geo

térmi

ca 1

Geoté

rmica

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

2032

C.H.

Man

seric

he 1

(1644

MW

)Hi

dráu

lica

1 644

1 644

1 644

1 644

1 644

1 644

1 644

1 644

1 644

2032

C.H.

Santa

Marí

a (75

0 MW

)Hi

dráu

lica

750

750

750

750

750

750

750

750

750

2033

C.H.

Inam

bari

(2000

MW

)Hi

dráu

lica

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

1 000

2033

Tamb

o 60 (

580 M

W)

Hidr

áulic

a29

029

029

029

029

029

029

029

0

2033

Main

ique 1

(607

MW

)Hi

dráu

lica

300

300

300

300

300

300

300

300

2033

C.T.

Turb

o gas

dual

D2/G

asNa

tural

Hidr

ocarb

uros

400

400

400

400

400

400

400

400

2033

C.E.

Centr

ales e

ólica

sEó

lico

150

150

150

150

150

150

150

150

2033

C.G.

Geo

térmi

ca 2

Geoté

rmica

300

300

300

300

300

300

300

300

2034

Tamb

o 40 (

1 286

MW

)Hi

dráu

lica

643

643

643

643

643

643

643

2034

Paqu

itzap

ango

(2 20

0 MW

)Hi

dráu

lica

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

2034

C.G.

Geo

térmi

ca 3

Geoté

rmica

300

300

300

300

300

300

300

2034

C.H.

Man

seric

he 2

(1 50

0 MW

)Hi

dráu

lica

1 500

1 500

1 500

1 500

1 500

1 500

1 500

2035

C.N.

Nuc

lear 2

(2 00

0 MW

)Nu

clear

2 000

2 000

2 000

2 000

2 000

2 000

2035

C.E.

Centr

ales E

ólica

sEó

lico

300

300

300

300

300

300

2035

C.T.

Turb

o gas

dual

D2/G

asna

tural

Hidr

ocarb

uros

600

600

600

600

600

600

2036

C.H.

Cas

cada

Aya

cuch

o e

Ica (1

20

0 MW

)Hi

dráu

lica

1 200

1 200

1 200

1 200

1 200

2036

C.H.

Man

seric

he 3

(1 50

0 MW

)Hi

dráu

lica

1 500

1 500

1 500

1 500

1 500

2037

C.H.

Man

seric

he 4

(1 50

0 MW

)Hi

dráu

lica

1 500

1 500

1 500

1 500

2037

C.E.

Centr

ales e

ólica

sEó

lico

300

300

300

300

2037

C.C.

Cen

tral C

arbón

3 (60

0 MW

)Ca

rbón

600

600

600

600

2038

C.H.

Man

seric

he 5

(1 50

0 MW

)Hi

dráu

lica

1 500

1 500

1 500

2038

C.N.

Nuc

lear 3

(2 00

0 MW

)Nu

clear

2 000

2 000

2 000

2038

C.H.

Mini

hidráu

licas

Mini

hidráu

lica

8080

80

2039

C.H.

TAM

40 (1

286 M

W)

Hidr

áulic

a1 2

861 2

86

2039

C.H.

Orej

a de P

erro (

350 M

W)

Hidr

áulic

a35

035

0

2039

C.H.

del N

orte

(600 M

W)

Hidr

áulic

a60

060

0

2040

C.T.

Turb

o gas

dual

D2/G

asna

tural

Hidr

ocarb

uros

1 000

2040

Main

ique 2

(941

MW

)Hi

dráu

lica

941

Total

15 35

4,816

504,8

17 28

4,818

470,8

19 91

5,821

640,8

2316

8,824

348,8

26 21

8,827

981,8

29 78

5,832

235,8

34 62

9,837

069,8

40 61

2,843

512,8

46 21

2,848

612,8

52 19

2,854

428,8

56 36

9,8

Pro

yecc

ion

es d

e la

Mat

riz

Ener

géti

ca a

l La

rgo

Pla

zo

98

Plan de obras de generaciónEscenario II. Década 2021 - 2030

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 203020290

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000




Ciclo combinado Hidráulica Carbón Medio

7 015 8 395 9 275 9 875 10 986 12 379 13 114 14 214 16 329 17 712

3 1983 198

3 198

3 1983 198

3 198 3 1983 198

3 198 3 198

2 3012 301

2 3012 301

1 657 1 657

1 657 1 657 1 657

1 657 1 657 1 657

1 657 1 657

2 3012 301 2 301

2 301

2 3012 301

Plan de obras de generaciónEscenario II - Década 2031-2040

2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 204020390

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

50 000

45 000

40 000

35 000

30 000




Ciclo combinado Hidráulica Carbón Medio

2 000 2 000 2 000 2 000 2 000 4 000 4 000 4 000 4 000

18 51218 512

3 1983 198

3 1983 198

3 198

2 3012 301

2 3012 301

2 2572 257

2 2572 257 2 301

2 3012 301 2 301

2 301 2 301

2 6572 657

2 957 2 9572 957 3 957

19 366 21 760 23 350 25 093 25 093 27 329 28 27025 093

3 198

3 198 3 1983 198

3 198

Nuclear

99

Pro

yeccion

es de la M


Plazo

Plan

de

obra

s de

gen

erac

ión

Esce

nari

o B

y II

– P

arte

1

Año

Nom

bre

Cen

tral d

e G

ener

ació

nC

ombu

stib

leTe

cnol

ogía

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2010

Cal

ana

(Tra

slad

o y

Con

vers

ión

a G

N)1

Gas

nat

ural

Cic

lo a

bier

to24

,024

,024

,024

,024

,024

,024

,024

,024

,024

,024

,024

,0

2010

Mol

lend

o (T

rasl

ado

y C

onve

rsió

n a

GN

)1G

as n

atur

alC

iclo

abi

erto

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

2010

C,T

, Las

Flo

res

Gas

nat

ural

Cic

lo a

bier

to19

2,5

192,

519

2,5

192,

519

2,5

192,

519

2,5

192,

519

2,5

192,

519

2,5

192,

5

2010

C,T

, Ato

cong

o (4

0 M

W)

Hid

roca

rbur

os40

,040

,040

,040

,040

,040

,040

,040

,040

,040

,040

,040

,0

2010

C,T

, Par

amon

ga (2

3 M

W)

Hid

roca

rbur

os23

,023

,023

,023

,023

,023

,023

,023

,023

,023

,023

,023

,0

2009

C,H

, Car

papa

taM

inih

idrá

ulic

a11

,511

,511

,511

,511

,511

,511

,511

,511

,511

,511

,511

,5

2009

C,H

, Ron

cado

rM

inih

idrá

ulic

a3,

83,

83,

83,

83,

83,

83,

83,

83,

83,

83,

83,

8

2010

Plat

anal

Hid

rául

ica

220,

022

0,0

220,

022

0,0

220,

022

0,0

220,

022

0,0

220,

022

0,0

220,

022

0,0

2010

Kallp

a Tu

rbog

as 3

Gas

nat

ural

Cic

lo a

bier

to19

5,9

195,

9

2011

C,H

, Pur

mac

ana

Min

ihid

rául

ica

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

2011

C,T

, Bio

mas

a H

uayc

olor

oBi

omas

a4,

44,

44,

44,

44,

44,

44,

44,

44,

44,

44,

4

2011

C,T

, Gen

erac

ión

Emer

genc

ia M

olle

ndo

Hid

roca

rbur

os60

,060

,060

,060

,060

,060

,060

,060

,060

,060

,060

,0

2011

C,T

, Gen

erac

ión

Emer

genc

ia T

rujil

loH

idro

carb

uros

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

2011

C,H

, Nue

vo Im

peria

lM

inih

idrá

ulic

a4,

04,

04,

04,

04,

04,

04,

04,

04,

04,

04,

0

2012

C,H

, Pia

s I

Min

ihid

rául

ica

12,6

12,6

12,6

12,6

12,6

12,6

12,6

12,6

12,6

12,6

2012

C,H

, Hua

sahu

asi I

IM

inih

idrá

ulic

a8,

08,

08,

08,

08,

08,

08,

08,

08,

08,

0

2012

C,E

, Cen

tral e

ólic

a Ta

lara

Eó

lico

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

2012

C,E

, Cen

tral e

ólic

a C

upis

niqu

eEó

lico

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

2012

C,T

, Kal

lpa

TV C

iclo

com

bina

do (2

80 M

W)

Gas

nat

ural

Cic

lo c

ombi

nado

843,

984

3,9

843,

984

3,9

843,

984

3,9

843,

984

3,9

843,

984

3,9

2012

C,H

, Hua

sahu

asi I

Min

ihid

rául

ica

7,8

7,8

7,8

7,8

7,8

7,8

7,8

7,8

7,8

7,8

2012

C,H

, Shi

ma

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5,0

5,0

5,0

5,0

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2012

C,H

, Yan

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,0

2012

C,H

, Yan

apam

paM

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idrá

ulic

a4,

14,

14,

14,

14,

14,

14,

14,

14,

14,

1

2013

C,H

, Mac

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cchu

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MW

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idrá

ulic

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1,8

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1,8

101,

810

1,8

101,

810

1,8

101,

810

1,8

2013

C,S

, Cen

tral S

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20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

2013

C,S

, Cen

tral S

olar

Maj

esSo

lar

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

2013

C,S

, Cen

tral S

olar

Rep

artic

ión

Sola

r20

,020

,020

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,020

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,020

,020

,020

,0

2013

C,S

, Cen

tral S

olar

Tacn

aSo

lar

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

2013

C,H

, Cha

ncay

- SI

NER

SAM

inih

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ulic

a19

,219

,219

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,219

,219

,219

,219

,219

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2013

C,H

, Ang

el I

Min

ihid

rául

ica

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

2013

C,H

, Ang

el II

Min

ihid

rául

ica

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

2013

C,H

, Ang

el II

IM

inih

idrá

ulic

a20

,020

,020

,020

,020

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,020

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,0

2013

C,T

, Nue

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- 45

MW

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5,0

135,

013

5,0

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013

5,0

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013

5,0

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0

2013

C,T

, Qui

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- 50

MW

)G

as n

atur

alC

iclo

abi

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200,

020

0,0

200,

020

0,0

200,

020

0,0

200,

020

0,0

200,

0

2013

C,H

, Hua

nza

(90,

6 M

W)

Hid

rául

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90,6

90,6

90,6

90,6

90,6

90,6

90,6

90,6

90,6

2013

C,T

, San

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Gas

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Cic

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bier

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100

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Cen

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2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2013

C,T

, Fen

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TG

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4,3

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353

4,3

534,

353

4,3

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353

4,3

534,

353

4,3

2013

C,T

, Chi

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30 M

W)

Gas

nat

ural

Cic

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774,

077

4,0

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077

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774,

077

4,0

774,

0

2013

C,T

, Tur

bo g

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tura

l - n

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0,0

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020

0,0

200,

020

0,0

200,

020

0,0

2013

C,T

, Tur

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ual D

2/G

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l - n

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200,

020

0,0

200,

020

0,0

200,

020

0,0

200,

020

0,0

200,

0

2013

C,T

, Tur

bo g

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ual D

2/G

asna

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l - s

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Hid

roca

rbur

os40

0,0

400,

040

0,0

400,

040

0,0

400,

040

0,0

400,

040

0,0

2014

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, San

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omin

go d

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s - T

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2014

C,H

, San

ta Te

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Hid

rául

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90,7

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2014

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, El F

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2014

C,H

, Qui

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rául

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112,

011

2,0

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2,0

112,

011

2,0

2014

C,H

, Che

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(168

MW

) - S

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Hid

rául

ica

168,

016

8,0

168,

016

8,0

168,

016

8,0

168,

016

8,0

2015

C,H

, La

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en

Hid

rául

ica

6464

6464

6464

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2015

C,T

, El F

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com

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725

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2015

C,H

, Cha

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400

400

400

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400

400

2016

C,H

, Cer

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guila

- Ka

llpa

Hid

rául

ica

402

402

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402

402

402

2017

C,H

, Tar

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MW

)H

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4949

4949

2017

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, Llu

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W)

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rául

ica

220

220

220

220

220

2017

C,H

, Llu

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(382

MW

)H

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ulic

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238

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2

2018

C,H

, Puc

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(200

MW

)H

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ulic

a20

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020

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0

2018

C,H

, Cur

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63 M

W)

Hid

rául

ica

163

163

163

163

2018

C,H

, San

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74 M

W)

Hid

rául

ica

174

174

174

2019

C,H

, San

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(150

MW

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015

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0

2019

C,H

, San

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8 M

W)

Hid

rául

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188

188

188

2019

C,H

, San

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(82

MW

)H

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ulic

a82

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2019

C,T

, Ilo

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ral

Gas

nat

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Cic

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0

2019

C,H

, Bel

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(180

MW

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101

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2020

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2620

2720

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3620

3720

3820

3920

40

2020

C.H

. Ver

acru

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30 M

W)

Hid

rául

ica

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

730

2021

C.H

. Ina

mba

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000

MW

)H

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ulic

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000

1 00

01

000

1 00

01

000

1 00

01

000

1 00

01

000

1 00

01

000

1 00

01

000

1 00

01

000

1 00

01

000

1 00

01

000

2020

C.H

. Mol

loco

I (2

00 M

W)

Hid

rául

ica

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

200

2021

C.H

. Mol

loco

II (1

80 M

W)

Hid

rául

ica

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

180

2021

C.H

. Prim

aver

a (2

90 M

W)

Hid

rául

ica

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

2022

Tam

bo 6

0 (5

80 M

W)

Hid

rául

ica

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

290

2023

Mai

niqu

e 1

(607

MW

)H

idrá

ulic

a30

030

030

030

030

030

030

030

030

030

030

030

030

030

030

030

030

030

0

2023

C.H

. Cha

din

2 (6

00 M

W)

Hid

rául

ica

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

2024

C.C.

Cen

tral C

arbó

n 1

(450

M

W)

Carb

ón45

045

045

045

045

045

045

045

045

045

045

045

045

045

045

045

045

0

2024

C.H

. Min

ihid

rául

icas

Min

ihid

rául

ica

8080

8080

8080

8080

8080

8080

8080

8080

80

2024

C.H

. Man

270

(286

MW

)H

idrá

ulic

a28

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

628

6

2025

C.H

. Cum

ba 4

(825

MW

)H

idrá

ulic

a82

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

582

5

2026

C.H

. Viz

cata

n (7

50 M

W)

Hid

rául

ica

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

750

2026

Tam

bo 4

0 (1

286

MW

)H

idrá

ulic

a64

364

364

364

364

364

364

364

364

364

364

364

364

364

364

3

2026

C.E.

Cen

trale

s Eól

icas

Eólic

o15

015

015

015

015

015

015

015

015

015

015

015

015

015

0

2026

C.H

. Uru

bam

ba (7

35 M

W)

Hid

rául

ica

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

735

2027

C.H

. Min

i Hid

rául

icas

Min

ihid

rául

ica

8080

8080

8080

8080

8080

8080

8080

2027

Paqu

itzap

ango

(2 2

00 M

W)

Hid

rául

ica

1 10

01

100

1 10

01

100

1 10

01

100

1 10

01

100

1 10

01

100

1 10

01

100

1 10

0

2026

C.H

. La

Balsa

(915

MW

)H

idrá

ulic

a91

591

591

591

591

591

591

591

591

591

591

591

5

2028

C.H

. Sum

aibe

ni (1

200

MW

)H

idrá

ulic

a1

200

1 20

01

200

1 20

01

200

1 20

01

200

1 20

01

200

1 20

01

200

1 20

0

2028

C.H

. La

Gui

tarra

(220

MW

)H

idrá

ulic

a22

022

022

022

022

022

022

022

022

022

022

0

2029

C.H

. Pue

rto P

rado

(1 1

63 M

W)

Hid

rául

ica

1 16

31

163

1 16

31

163

1 16

31

163

1 16

31

163

1 16

31

163

1 16

3

2029

C.T.

Turb

o ga

s dua

L D

2/G

asna

tura

lH

idro

carb

uros

600

600

600

600

600

600

600

600

600

600

2030

C.E.

Cen

trale

s eól

icas

Eólic

o15

015

015

015

015

015

015

015

015

015

0

2030

C.H

. Cuq

uipa

mpa

(800

MW

)H

idrá

ulic

a80

080

080

080

080

080

080

080

080

080

0

2031

C.N

. Nuc

lear

1 (2

000

MW

)N

ucle

ar2

000

2 00

02

000

2 00

02

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2 00

02

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2 00

02

000

2030

C.H

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Hid

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854

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2031

C.E.

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0

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l La

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102

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2020

2120

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2320

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2520

2620

2720

2820

2920

3020

3120

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3820

3920

40

2028

C.C.

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2031

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2032

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2032

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290

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2033

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2033

C.G

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C.E.

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103

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Plazo

Plan de obras de generaciónEscenario II. Década 2021 - 2030

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 203020290

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10 000

15 000

20 000

25 000




Ciclo combinado Hidráulica Carbón Bajo

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3 1983 198

3 1983 198

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1 657 1 6571 657

1 6571 657

1 6571 657

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2 3012 301

2 3012 301

2 3012 301

7 285 7 285 8 395 9 275 10 986 11 736 13 1149 875

Plan de obras de generaciónEscenario III - Década 2031-2040

2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 204020390

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

40 000

35 000

30 000




Ciclo combinado Hidráulica NuclearCarbón Bajo

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3 1983 198

3 1983 198

3 1983 198

2 3011 657

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1 6571 657 1 657

1 6571 657

1 657 1 657

2 3012 301

2 3012 301 2 301

2 3012 301

2 301 2 301

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2,000 2,000 2,000 2,000 2,000 2,000

18 16617 312 21 149 22 219 23 190199 16

3 1983 198

3 1983 198

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104

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2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2010

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2010

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2010

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2010

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2010

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2012

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Los textos del Documento de trabajo N.° 12 se presentan en la tipografía óptima de 12 con interlineado de 15, el libro mide 29 cm x 21 cm. La impresión offset se hizo sobre papel bond alisado de 90 gr y fue realizada en diciembre del 2011 por JL Hang Tag & Etiqueta S.A.C, Jirón Joaquín Olmedo 560 – Breña, Lima, RUC 20536119583 correo electrónico:[email protected]

Edición y diagramación: AnaSilvia EncisoAsistente de cuidados de edición: Jesús Bartolo

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