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ANÁLISIS SOBRE SEGURIDAD ENERGÉTICA: EL CASO PERUANO
REPORTE ESPECIAL DE ANÁLISIS ECONÓMICO N° 004-2017-GPAE/OS
Abril 2017
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Índice
Introducción ........................................................................................................................................ 3
Política energética ............................................................................................................................... 5
Marco conceptual de la seguridad energética .................................................................................... 6
Definición ........................................................................................................................................ 6
Fuentes de riesgo ............................................................................................................................ 9
Seguridad energética como bien público ...................................................................................... 11
Marco para evaluar la seguridad ................................................................................................... 13
Aplicación del concepto de seguridad energética en el marco normativo del sector eléctrico
peruano ............................................................................................................................................. 14
Marco Normativo .......................................................................................................................... 14
Evaluación de la política energética peruana ............................................................................... 17
Proyectos de seguridad energética nacional ................................................................................ 18
a) Mercado de energías primarias ........................................................................................ 19
b) Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) ............................................................ 22
c) Gas natural ........................................................................................................................ 33
d) Hidrocarburos Líquidos ..................................................................................................... 37
Institucionalidad y planeamiento energético ................................................................................... 42
Propuesta de proyectos a emprender para mejorar la seguridad energética .................................. 42
Conclusiones y desafíos..................................................................................................................... 43
Referencias ........................................................................................................................................ 46
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Introducción
Las fuentes de energía primaria como el petróleo y gas natural son esenciales para el crecimiento
económico. Estos recursos posibilitan la prestación de servicios que contribuyen a mejorar la
calidad de vida de la sociedad y permiten satisfacer necesidades como transporte, alimentación,
vivienda, salud y educación. Además, posibilitan, a través de equipos que funcionan con el uso de
energía, la generación y difusión de conocimientos que contribuyen al desarrollo del país.
Sin embargo, asociado al uso de recursos energéticos existe el riesgo de una interrupción en el
abastecimiento energético. Por ejemplo, en la industria de gas natural siempre existe la
posibilidad de una falla a ruptura en el ducto de transporte de gas, asimismo, en el caso de la
electricidad existe el riesgo de racionamiento eléctrico. Por ello, es importante minimizar estos
riesgos y así garantizar un suministro continuo o “seguro” de los recursos energéticos, esto es lo
que se conoce como seguridad energética.
En este sentido, la seguridad, pilar de toda política energética, es uno de los temas más cruciales
en el funcionamiento de las economías por sus implicancias potenciales al limitar o desabastecer
los mercados de insumos básicos como la energía en sus diversas expresiones. En el Perú, su
importancia se refleja en la Política Energética Nacional 2010 – 2040 al establecer como uno de
sus lineamientos de política contar con una matriz energética diversificada, con énfasis en las
fuentes renovables y la eficiencia energética, buscando promover proyectos e inversiones que
garanticen la seguridad energética del país.
Las reformas iniciadas en la década de 1990 tuvieron un enfoque centrado en la revisión
estructural de los mercados de energía con énfasis en la competitividad y promoción de
inversiones en una economía emergente. Desde este enfoque inicial, en los últimos años la política
energética se ha orientado hacia un equilibrio entre la competitividad, la sostenibilidad y la
seguridad energética, razón por la cual se adoptaron estrategias y medidas específicas para
promover proyectos que permitan lograr este objetivo.
La seguridad se constituye hoy como una obligación de los Estados en el equilibrio de las
estrategias a implementar conservando a su vez la competitividad y la sostenibilidad, así como el
acceso a la energía. Lo fundamental es contar con una política de seguridad eficiente que, para
economías como la peruana, no afecte significativamente otros objetivos económicos de
desarrollo en un contexto de alto crecimiento como se ha registrado las últimas dos décadas de
manera sucesiva.
En la primera parte del documento se describe la importancia de la política energética de un país,
así como sus pilares básicos. En la segunda sección, se desarrolla de manera específica el marco
conceptual de la seguridad energética. Esta sección incluye su definición, sus características como
bien público, las fuentes de riesgos, el alcance del impacto de la seguridad y el marco para evaluar
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la seguridad a partir de diversas publicaciones recientes. En la tercera sección, se describe y
analiza el marco normativo de la seguridad energética en el sector energético peruano. También,
se evalúa el desempeño de la política energética peruana. Posteriormente, se describe los
proyectos que se viene implementando en el Perú en los ámbitos de la electricidad, gas natural e
hidrocarburos líquidos. En la cuarta y quinta sección se aborda la institucionalidad y planeamiento
energético, así como una propuesta de proyectos a emprender para mejorar la seguridad
energética, respectivamente. Finalmente, en la sexta sección se exponen las conclusiones del
documento y los retos y desafíos que enfrenta el Perú en el ámbito de la seguridad energética.
El documento pretende ser un inicio del debate conceptual de la visión en el sector que nos
permita revisar las medidas adoptadas y optimizarlas a fin de no vernos nuevamente frente a
situaciones poco deseables como han sucedido en el Perú y en otras economías vecinas,
especialmente en el suministro de los insumos energéticos. Es típico en la política energética una
posición dual al atribuir al Gobierno, en algunos casos, los buenos resultados sectoriales, pero sin
embargo atribuir a los fenómenos fuera de nuestro control o aleatorios los problemas que se
susciten cuando éstos pudieron haberse previsto con antelación, que es el objetivo del análisis que
se presenta a continuación.
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Política energética
Las políticas públicas son guías que permiten a los Estados determinar prioridades y líneas de
acción para alcanzar un estado deseado y satisfacer necesidades políticas, económicas y sociales a
través del establecimiento de obligaciones y derechos a nivel nacional, así como mecanismos para
la interacción entre los actores nacionales e internacionales sobre la base de una visión política
prevista para un tiempo determinado. En ese sentido, la política energética se define como un
conjunto de lineamientos estratégicos consensuados y asumidos por una autoridad
gubernamental específica destinados a satisfacer requerimientos relacionados al sector de la
energía (Olade, 2016).
La política energética propone una visión de largo plazo del sector energía como una expresión
para su desarrollo nacional por parte de cada economía. Son las estrategias que se seguirán para
lograr llegar a ese futuro energético deseado.
Existen diversos enfoques para abordar la política energética, siendo el más estandarizado el
adoptado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA). Este enfoque reconoce la necesidad de
mantener un balance entre 3 objetivos, denominados “3 E’s” por sus siglas en inglés, WEF (2016):
i) eficiencia económica o competitividad energética, ii) seguridad energética y iii) protección
ambiental.
El primer objetivo denominado eficiencia económica significa proveer la energía a precios
competitivos. Es decir, que la energía sea asequible para los consumidores considerando el
impacto de los costos de la energía en la competitividad de los negocios. La determinación del
precio de la energía es importante porque da señales a los consumidores para reflejar los
verdaderos costos de la energía y a los productores para asegurar las inversiones.
El segundo objetivo pone en evidencia que la energía está sujeta a riesgos y disrupciones. Por ello,
la principal preocupación está relacionada con la confiabilidad del transporte y la vulnerabilidad
del suministro. El tercer objetivo, de protección ambiental se debe a que la producción,
transformación y consumo de la energía generan externalidades ambientales negativas y su
evaluación en cada economía constituye una variable fundamental.
A estos objetivos se le añadió posteriormente el Acceso a la Energía como un reconocimiento a las
políticas de inclusión social, especialmente en aquellas economías con brechas de inversión en
este sector.
Alcanzar estos objetivos implica el diseño de marcos normativos específicos en un horizonte de
largo plazo, característica del desarrollo de infraestructura necesaria para prestar los servicios
energéticos.
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Marco conceptual de la seguridad energética
Definición
El interés en seguridad energética se centra en la premisa de que un suministro ininterrumpido de
energía es fundamental para el funcionamiento de una economía. Sin embargo, brindar una
definición exacta de seguridad energética o seguridad de suministro es complicado debido a que el
concepto varía dependiendo del momento en el tiempo (Alhajjy, 2007). Asimismo, porque la
definición de seguridad energética es muy amplia y diversa debido a las diferentes realidades de
cada una de las economías en el mundo; y aún no se ha llegado a una definición de consenso que
abarque todas las dimensiones y ámbitos sobre los cuales se desarrolla este concepto.
Tradicionalmente, se ha asociado el concepto de seguridad energética con el acceso a la oferta de
petróleo. Específicamente, las crisis del petróleo de 1970 y 1980 hicieron evidente la dependencia
de los países exportadores de petróleo del medio oriente. Sin embargo, con el incremento en el
consumo de gas natural, el concepto de seguridad energética se amplió también hacia otros
combustibles. Además, como señalan Bohi y Toman (1996), los cambios en el precio de la energía
afectan la seguridad energética, generando así una pérdida de bienestar en los consumidores.
Como resultado, el concepto ha cambiado desde una definición puramente física asociada a los
combustibles fósiles, hacia una nueva definición que incorpora los aspectos económicos, como el
precio de la energía (Jenny & Frederic, 2007). Además, el transporte y la conversión de las fuentes
de energía también se consideran en la definición de la seguridad energética, dado que siempre
existe el riesgo de una ruptura en la cadena de suministro1 (Jenny & Frederic, 2007; Scheepers et
al., 2007).
De esta forma, la definición de seguridad energética se ha ampliado a lo largo del tiempo. En las
definiciones actuales (Chevalier, 2005; IEA, 2007d; APERC, 2007; CIEP, 2004) se pueden identificar
4 elementos comunes. El primero y más importante es la disponibilidad de energía para una
economía. Segundo, está el elemento de accesibilidad asociado a la brecha entre el consumo y la
producción de recursos energéticos, este elemento a menudo conlleva implicancias geopolíticas.
Tercero, es el factor de competitividad en la definición de seguridad energética ya que si el costo
de suministro de energía sobrepasa la capacidad adquisitiva de los consumidores no serviría de
nada que esté disponible y accesible. Finalmente, está el elemento asociado a un desarrollo
sostenible del medio ambiente, cuya importancia se ha incrementado en los últimos años.
Entre otras definiciones, Grubb et al. (2006) define la seguridad energética como la capacidad de
un sistema para proveer un flujo de energía que satisfaga la demanda, de tal manera que el precio
1 Siguiendo a Chevalier (2005), también puede incluirse en la definición eventos como desastres naturales, o ataques
terroristas e inclusive la estabilidad política de un país, toda vez que una protesta o manifestación puede impedir el suministro de energía.
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de la energía no afecte negativamente la economía, mientras que la Agencia International de
Energía (IEA) define la seguridad energética como: “la disponibilidad ininterrumpida de fuentes de
energía a precios competitivos” (IEA, 2016).
Por su parte, el Consejo Mundial de Energía (WEC), hace referencia a la seguridad energética como
un desafío Global y la define como: “La gestión eficaz del suministro energético primario
proveniente de fuentes nacionales y extranjeras, la integridad de las infraestructuras energéticas y
la capacidad de satisfacer la demanda actual y futura por parte de los proveedores energéticos”.
WEC (2016)
En general, las definiciones que se han dado, visualizan la seguridad energética como una
estrategia para reducir o protegerse de los riesgos derivados del uso, producción e importación de
energía. Asimismo, evidencian que la seguridad energética se desarrolla en 3 dimensiones:
Continuidad de suministro (que los recursos energéticos, tengan un flujo constante e
ininterrumpido).
Accesibilidad (que se puedan cubrir las necesidades energéticas de cada economía de
manera sostenible).
Precios asequibles de los recursos aún en los momentos críticos (que mantenga una
rentabilidad de las inversiones en energía).
Es por ello que durante la última década, la seguridad energética ha experimentado una escalada
en la lista de prioridades estratégicas de los países de todo mundo, debido a la importancia de la
energía en el desarrollo y crecimiento global.
Estudios de seguridad energética contemporáneos dan como punta de partida de la seguridad a
las denominadas “4As” por sus siglas en inglés (WEF, 2016a):
Availability: Disponibilidad de recursos. Elementos relacionados a la existencia geológica
de recursos
Accessibility: Accesibilidad a recursos globales. Elementos geopolíticos.
Affordability: Precio asequible de los recursos. Elementos económicos.
Acceptability: Aceptación social y ambiental. Elementos asociados al medio ambiente.
La importancia de estas 4 variables está en su interrelación y en la forma que responde a 3
preguntas puntuales, como se menciona en Cherp y Jewel (2014).
1) ¿Seguridad para quién?
Esta pregunta hace mención al objeto de referencia de la seguridad; en los años 70 cuando
se hablaba de objeto de referencia quedaba implícito que hablaban de los países
industrializados importadores de petróleo. El alcance de los estudios de seguridad
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contemporáneos va más allá, aborda las perspectivas sobre seguridad de los actores no
estatales que van desde las redes globales de producción a las regiones, empresas de
servicios y consumidores.
En este nuevo contexto, “la aceptabilidad” sigue siendo el respaldo de los grupos de
interés a las medidas de seguridad implantadas; sin embargo, el concepto de asequibilidad
no está aún consensuado. Por ejemplo, APERC (The Asia Pacific Energy Research Center)
utiliza la asequibilidad en el sentido de la rentabilidad de las inversiones en energía,
mientras que Kruyt et al. (2009) y Hughes (2012) la interpretan como precios bajos de
energía para los consumidores. Sharifunddin (2013) sostiene que la asequibilidad también
se refiere a las cuentas del gobierno, niveles de subsidios y el equilibrio entre importación
y exportación.
2) ¿Seguridad para qué valores?
Las “4As” de la seguridad energética son características de los sistemas de energía y están
vinculadas a las prioridades políticas, económicas, sociales y ambientales. La seguridad hoy
en día se extiende más allá del petróleo a otros sectores de la energía y, además de los
valores geopolíticos tradicionales también está conectado con el bienestar económico, así
como con la estabilidad política y social de las naciones.
3) ¿Seguridad para qué amenazas?
Las “4As” no dan especificaciones respecto a las amenazas de la seguridad energética. El
riesgo y la resiliencia no reciben ningún tratamiento. Naturalmente el concepto de
seguridad energética no puede enumerar todos los riesgos o vulnerabilidades posibles,
pero debe proporcionar un marco para la identificación, medición y gestión de los mismos.
Existen enfoques alternativos sobre la materia como aquél que señala que la mayoría de estas
ideas proceden de la definición de la seguridad energética como la baja vulnerabilidad de los
sistemas de energía vital. Esta definición introduce la variable riesgo y no se limita a sectores
específicos, elementos de la cadena de suministro, o problemas; por lo que es suficientemente
flexible.
El concepto de sistemas de energía vital se dirige a la pregunta central de la seguridad, ¿qué se
debe proteger? Los sistemas de energía vitales son aquellos sistemas que soportan las funciones
sociales críticas (electricidad residencial, industrial, etc.). Algunos ejemplos de sistema de energía
vital incluyen las infraestructuras energéticas y las fuentes de energía renovables. La seguridad
energética puede ser delimitada por fronteras geográficas o sectoriales como se muestra en el
gráfico N° 01:
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Gráfico N°01: Seguridad Energética como un concepto integral
Fuente: Adaptado de Cherp, y Jewell (2014) Energy Policy: The concept of energy security: Beyond the four As.
Fuentes de riesgo
Las vulnerabilidades son combinaciones de exposición a los riesgos y la capacidad de reacción
(resiliencia) de cada sistema energético. Estos riesgos provienen de un entorno económico,
político, social y ambiental. Al respecto, siguiendo a Stern (2002) se puede distinguir entre riesgos
de corto y largo plazo. Los riesgos de corto plazo están asociados con accidentes, ataques
terroristas, condiciones climáticas extremas o fallas técnicas. Tales riesgos son algunas veces
descritos como “seguridad operacional” o “seguridad del sistema”. Mientras que, la seguridad de
largo plazo se centra en la infraestructura necesaria para abastecer la demanda de energía y de
esta forma brindar la seguridad contra riesgos mayores (tales como: riesgos políticos, económicos,
de fuerza mayor u otros riesgos).
Los riesgos distinguen tres perspectivas en su diseño:
La perspectiva de la “soberanía”, ve el origen de los riesgos en acciones deliberadas de
agentes extranjeros. Tiene sus raíces en la ciencia política y se centra en los intereses, el
poder y las intenciones.
La perspectiva de la “robustez”, ve el origen de los riesgos en la escasez de recursos, el
envejecimiento de la infraestructura y las inversiones realizadas.
La perspectiva de los “fenómenos naturales”, menciona que el origen de los riesgos está
en los eventos naturales, restricciones o indisponibilidades que afrontan los sistemas
energéticos.
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La capacidad de resiliencia ve el origen de los riesgos en los factores sociales, económicos y
tecnológicos (en gran medida impredecibles). Los componentes de resiliencia abordados por la
ciencia y la política de seguridad energética van desde los más simples como la capacidad adicional
de producción, almacenamiento y planes de emergencia (flexibilidad) hasta la diversificación
tecnológica.
A pesar de la confusión en su definición, Winzer (2012) conceptualiza las dimensiones de la
seguridad energética según se indica en el gráfico N°02:
Gráfico N°02: Dimensiones de la seguridad energética
Fuente: Winzeer C. (2012) Conceptualizing energy security. Energy Policy 46 - Elsevier
Las fuentes de riesgo como se señala son diversas y se puede diferenciar entre varias categorías
(técnicas, humanas y fenómenos naturales). Al nivel de las fuentes de riesgos técnicos los más
usuales son las fallas en la infraestructura de transporte (gasoductos o líneas de transmisión
eléctricas), plantas de generación, transformadores, etc.
A nivel de los riesgos humanos los principales son la variación de la demanda y el escaso tiempo
para el desarrollo de la infraestructura entre otros errores humanos no intencionales. Como
riesgos naturales se puede enfatizar en los riesgos geopolíticos o desastres que nos llevan a no
contar con los inventarios o suministro del energético en cuestión.
El alcance del impacto de la seguridad energética no es solo a la continuidad del suministro
energético, independientemente de su causa, sino en la economía en general y asimismo en el
medio ambiente y la sociedad. Una afectación en la continuidad de suministro puede traer consigo
graves problemas en la economía de un país, especialmente en los servicios públicos y producción
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de bienes y servicios que pueden devenir en crisis políticas y sociales de no haberse adoptado
medidas preventivas eficientes.
La escala de la severidad se puede evaluar en varias perspectivas como la periodicidad del impacto
y su propagación local, nacional o internacional, siendo asumido por los gobiernos directamente si
se trata de un origen interno y su falta de visión si se trata de una previsión por un origen externo.
A los aspectos analizados, el rol de los gobiernos es crucial si nos referimos a las consecuencias de
asumir los riesgos y la resiliencia del sistema energético.
EL Foro Económico Mundial (WEF, 2016) señala que “los gobiernos son los responsables, en última
instancia, de dar certeza de la seguridad energética tanto a corto como a largo plazo” lo que
denota que la seguridad energética es una decisión de política que le corresponde formular
explícitamente a todo Estado. De no hacerlo, igualmente existe una decisión con sus
consecuencias implícitas.
En algunas economías se asume que si la actividad energética es prestada por particulares o
privados el problema se mitiga o no necesita un enfoque planificado. Esto no es cierto para la
seguridad energética ya que las consecuencias de los riesgos serán similares y la capacidad de
afrontarlos dependerá de las medidas adoptadas previamente (planificación, almacenamientos,
redundancia, etc.) como parte de una política integral.
Costas (2007) precisa con claridad este concepto al denominarlo “falsa privatización” ya que ante
problemas en los servicios públicos (energía por ejemplo), los ciudadanos hacen responsables a los
gobiernos de su prestación. Menciona que estamos ante “falsas privatizaciones”, dado que el
titular último de la provisión del servicio son los gobiernos, toda vez que es una responsabilidad
derivada de haber elegido una forma de producción y no otras posibles constituyendo por tanto
en un riesgo para la sostenibilidad del modelo elegido en cada economía.
Seguridad energética como bien público
Los bienes públicos son definidos como aquellos bienes no excluibles y no rivales (Samuelson,
1954). Un bien es no excluible cuando no es posible evitar su consumo a aquellos agentes que no
han contribuido para la provisión del bien. Asimismo, existe no rivalidad cuando un bien no se
agota en el consumo, es decir cuando su consumo por parte de un agente no reduce la cantidad
de bien disponible para el resto de agentes2.
En la mayoría de los mercados, si los consumidores desean asegurar la oferta de un bien,
simplemente pueden pagar una prima al ofertante. Sin embargo, en el caso de la electricidad, un
pago directo a las generadoras eléctricas no funciona de igual manera debido a las características
2 Nótese que la no rivalidad implica que los costos marginales de proveer el bien o servicio son cercanos a cero.
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propias de la energía eléctrica, la cual no es factible de almacenar a costos razonables por lo que
debe ser producida en el momento en que se demanda.
Dadas estas características, un actor importante en la industria eléctrica es el operador del sistema
eléctrico, el cual se encarga de llamar a producir a las generadoras en orden según sus costos
variables hasta cubrir la demanda en cada momento. Posteriormente, la energía que las
generadoras producen ingresa a un “pool de energía” para ser entregado a los distribuidores o
clientes libres3. Como resultado, los generadores no tienen conocimiento a qué distribuidor o
cliente va dirigida la energía que produjeron y estos últimos no saben de quien proviene la energía
(Carbajal, Dammert & Molinelli, 2008). Esto significa que a pesar de que existe un mercado de
energía eléctrica, no es posible para un individuo pagar un monto adicional de dinero para
garantizar un suministro de energía ininterrumpido4, a menos que exista una conexión directa
entre ambos.
Esta incapacidad para pagar por el servicio de seguridad en el suministro de energía eléctrica
implica que no existe una forma para que los consumidores paguen a los generadores para invertir
en capacidad adicional con el objetivo de garantizar la seguridad energética. Efectivamente, es
posible argumentar que la seguridad energética, a diferencia del suministro eléctrico, si posee
características de bien público. Por ejemplo, la construcción de una nueva central generadora que
aumente la capacidad de generación eléctrica total no solamente reduce el riesgo de apagones
para aquellos consumidores que reciben la energía suministrada por esta nueva empresa, sino
también para todos los demás consumidores sin generar un costo adicional. Por lo tanto, la
seguridad energética posee la característica de “no rivalidad”.
La seguridad energética también es no excluyente, dado que no es posible evitar que una persona
se beneficie del menor riesgo asociado con el incremento en la capacidad de generación, debido a
las características particulares de la electricidad y a la manera en que ésta se suministra a los
distribuidores y clientes libres (“a través de un pool de energía”). Por esta razón, es posible que en
un mercado competitivo, el nivel de inversión en capacidad esté por debajo del óptimo social
debido a que las empresas no pueden capturar los beneficios asociados a la mayor inversión en la
provisión del bien público.
En consecuencia, desde el punto de vista económico, existe una justificación para que el gobierno
intervenga y establezca un conjunto de reglas que permitan lograr una adecuada provisión de
seguridad del suministro energético.
3 Los clientes libres son aquellos usuarios que no se encuentran sujetos a regulación de precios y pueden negociar sus
propios precios con los generadores y/o distribuidores, mientras que los usuarios regulados están sujetos a tarifas que son reguladas por el Osinergmin. 4 Es posible que consumidores a gran escala adquieran generadores de respaldo o se posicionen cerca a las centrales de
generación con el objetivo de asegurar un suministro de energía ininterrumpido. No obstante, para la mayoría de los
consumidores esto no es posible.
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Marco para evaluar la seguridad
Más allá de la definición de la seguridad energética, el Foro Económico Mundial identifica los
componentes o dimensiones que le afectan, que son los principales aspectos a tomar en cuenta
para el diseño de una política de seguridad energética como se observa en el cuadro N°01.
Cuadro N°01: Marco conceptual para evaluar la seguridad
Fuente: WEF (2016) “The Global Energy Architecture Performance Index”
El marco propuesto incluye componentes tanto cuantitativos (por ejemplo, la autosuficiencia y la
diversidad de la oferta) como cualitativos (por ejemplo, mecanismos de gobierno y de respuesta a
emergencias).
Los componentes cuantitativos son evaluados por las métricas dentro de un índice creado por el
Foro Económico Mundial (WEF 2016), mientras que los componentes cualitativos están fuera del
alcance del índice. La comprensión de ambos aspectos es fundamental para ofrecer una visión
global de la seguridad energética y se toman como base para abordar los principales problemas de
seguridad en el sector energético peruano.
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Aplicación del concepto de seguridad energética en el marco normativo del sector eléctrico peruano
Marco Normativo
El diseño institucional en el Perú, con respecto al sector energético, establece que los lineamientos
de la Política Energética son diseñados por el Poder Ejecutivo, específicamente por el Ministerio
de Energía y Minas (MEM). Los lineamientos de la política energética del país y la visión del sector
energético peruano se encuentran expresados en la Política Energética Nacional 2010-2040 y en el
Plan Energético Nacional 2014 – 2025. El primero se aprobó mediante Decreto Supremo N° 064-
2010-EM y tiene como visión “un sistema energético que satisface la demanda nacional de energía
de manera confiable, regular, continua y eficiente, que promueve el desarrollo sostenible y se
soporta en la planificación y en investigación e innovación tecnológica continúa”.
Por su parte, el Plan Energético Nacional tiene como objetivo principal brindar un servicio
energético sostenible basado en tres ejes fundamentales: i) sostenibilidad, ii) competitividad y la
iii) seguridad y acceso universal. En el Recuadro N° 1 se señalan en detalle las principales líneas de
acción de cada eje.
Recuadro N° 1: Líneas de acción de la política energética peruana i. Eje de Competitividad
a. Suficiencia de infraestructura en la cadena de suministro de electricidad e hidrocarburos
b. Marco normativo que aliente el libre acceso y la competencia. c. Marco normativo que regule el acceso y las tarifas d. Eficiencia en la cadena productiva y de uso de la energía e. Fortalecer la institucionalidad y transparencia del sector
ii. Eje de Sostenibilidad a. Matriz energética diversificada b. Mínimo impacto ambiental y desarrollo sostenible c. Eficiencia energética en el uso final de la energía d. Normativa ambiental acorde a la Política Nacional del Ambiente y estándares
internacionales. e. Prácticas de responsabilidad social en las actividades energéticas
iii. Eje de Seguridad y Acceso Universal a. Autosuficiencia en la producción de energía b. Desarrollo de la industria de gas natural c. Alcanzar la cobertura total del suministro de electricidad e hidrocarburos d. Promover la construcción de sistemas de transporte y almacenamiento que
garanticen la seguridad y confiabilidad del sector. e. Integración energética regional.
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Ambas publicaciones otorgan la visión de largo plazo de nuestra realidad energética, se rigen en
lineamientos generales y normas específicas como lo muestra el gráfico N°03.
Gráfico N°03: Marco normativo nacional
Fuente: Elaboración propia (2016)
En los lineamientos generales tanto la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE), aprobada mediante Ley
N° 25844, como la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH), aprobada mediante Ley N° 26221, dieron
las bases y cimientos para iniciar un cambio importante en el sector energía e iniciaron la reforma
estructural del Organismo Regulador, dotándolo de autonomía institucional y definiendo mejor
sus atributos. Por medio de ambas leyes comenzó la reforma del sector (1992-1993).
Posteriormente, debido al dinamismo y nuevos retos del mercado surgieron las siguientes
normativas:
(2006) La ley de Desarrollo de Generación Eficiente - LDE (Ley N°28832), la cual tiene por
objetivo perfeccionar las reglas establecidas en la LCE con la finalidad de asegurar la
suficiencia de generación eficiente, reducir la intervención administrativa para la
determinación de los precios de generación y propiciar la competencia en el mercado de
generación.
(2010) Promoción del Desarrollo de Energía Eléctrica mediante Recursos Renovables
(D.L. 1002), la cual declara de interés nacional y necesidad pública el desarrollo de una
nueva generación eléctrica mediante recursos renovables (RER) y establece incentivos para
la promoción de dichos proyectos.
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(2012) Ley de Afianzamiento de la Seguridad Energética – LASE (Ley N° 29970), que
declara de interés nacional la implementación de medidas para el afianzamiento de la
seguridad energética del país. En el Recuadro N° 2 se desarrolla en mayor detalle ésta Ley.
Estas leyes trajeron consigo mejoras sustanciales, como introducir señales de largo plazo a través
de licitaciones resultantes de procesos competitivos, establecer el precio a nivel de generación y
crear el plan de transmisión (LDE). También, incorporan principios como la confiabilidad y la
redundancia en el modo de transporte e introdujeron el concepto de seguridad energética a
través de la promoción de proyectos específicos de seguridad como lo son el nodo energético y el
gasoducto del sur (LASE).
Respecto a las energías renovables no convencionales se fijó como objetivo tener un 5% de
participación en nuestra matriz energética (para el primer quinquenio), fomentando la promoción
y desarrollo de las mismas, a través de darles prioridad en el despacho y garantizar sus ingresos
(D.L. 1002).
Recuadro N° 2: La ley de Afianzamiento de la Seguridad Energética La Ley 29970 declara de interés nacional la implementación de medidas para el afianzamiento de la seguridad energética del país mediante la diversificación de fuentes energéticas, la reducción de la dependencia externa y la confiabilidad de la cadena de suministro, como se muestra en el gráfico N°04.
Gráfico N°04: La Ley que afianza la Seguridad Energética -LASE
Fuente: Congreso de la República - Perú (Ley N°29970)
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Con el fin de lograr los tres objetivos planteados, la ley señala que el Ministerio de Energía y Minas en uso de sus facultades considere los 8 principios siguientes (Art. 1 ley N°29970):
1. La desconcentración geográfica de la producción de energía 2. La mayor capacidad de la producción respecto a la demanda (margen de reserva) 3. La explotación mediante varias unidades de producción y/o el uso de combustibles
alternativos en las unidades de producción 4. La adopción de diversos modos de transporte 5. La redundancia en el modo de transporte 6. La interconexión de los diversos modos de transporte 7. La inclusión de mayores almacenamientos de energía 8. La promoción del uso eficiente y/o sostenible de las energías renovables
El alcance de la ley es de seguridad integral en la energía cuyo ámbito de acción aplica a electricidad, gas natural e hidrocarburos y constituye en la primera norma de carácter general ya que hasta el año 2012 el enfoque y visión era por cada sub-sector y no en conjunto como lo enuncia la ley.
Evaluación de la política energética peruana
Cómo se ha mencionado en los párrafos anteriores, la política energética peruana ha sido
consecuencia de las reformas emprendidas durante las dos últimas décadas y recoge el estándar
internacional con los tres pilares: competitividad, seguridad (incluye acceso a la energía) y
sostenibilidad.
Cabe señalar también que si bien en el año 2010 se aprobó explícitamente la Política Energética
Nacional del Perú 2010 – 2040, ésta ya se desarrollaba de forma implícita desde hace mucho ya
que las estrategias empleadas denotan la orientación emprendida y llevan a resultados que se
pueden evaluar. En tal sentido, la evaluación más reconocida en esta materia lo desarrolla el Foro
Económico Mundial (WEF) que anualmente publica su reporte “Global Energy Architecture
Performance Index” y presenta un conjunto de indicadores de cumplimiento para 126 países de
cada uno de los pilares de la política energética. Los resultados para el Perú se indican en el cuadro
N° 02:
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Cuadro N°02: Comparación del índice de performance de arquitectura energética
Año General Competitividad
(*)
Seguridad y acceso a la energía
Sostenibilidad ambiental
Ranking General
Ranking Competitividad
2013 0.65 0.78 0.63 0.55 15 1
2014 0.65 0.78 0.70 0.46 18 1
2015 0.68 0.79 0.71 0.55 31 1
2016 0.70 0.75 0.70 0.65 20 2 (*) Nota: Denominado por el WEF como “Crecimiento y desarrollo económico”
Fuente: World Economic Forum (2016) Reportes anuales 2013-2014-2015 y 2016
En el Reporte 2016 del WEF se consolidan los resultados de la política energética peruana ya que
el último año se avanzó 11 posiciones en el índice general, pasando en el ranking al quintil
superior desde la posición 31 a la 20 a nivel global, al lograr un rebalanceo de los 3 pilares
fundamentales.
De la evaluación practicada por el WEF (2016) y los reportes similares desde el año 2012, se
observa que en el pilar de competitividad el Perú ha mantenido una posición de liderazgo y nivel
de referencia al situarse en el primer o segundo lugar en el planeta (entre 126 países) a pesar de
que el valor del índice se redujo ligeramente en los últimos años al pasar de 0.78 a 0.75, lo cual es
una señal significativa respecto a sus resultados. Esto nos permite concluir que no se puede contar
con un sistema energético completamente seguro, sostenible y además altamente competitivo ya
que para ser seguros y sostenibles debemos realizar inversiones adicionales lo que nos resta
competitividad. En tal sentido, corresponde buscar un equilibrio entre estos pilares con la mira
puesta en brindar un suministro energético optimizado.
Respecto a la evaluación de la política energética a nivel general, en el cuadro se observa que se
ha mejorado sucesivamente en los últimos años al pasar desde 0,65 a 0.70 como calificación, lo
cual nos ubica en la posición 20 en el planeta. Este resultado se obtuvo a costa de sacrificar algo en
la competitividad y mejorar en la seguridad y acceso a la energía (de 0,63 a 0,70) y en
sostenibilidad ambiental (de 0,55 a 0,65).
Proyectos de seguridad energética nacional
Como se ha mencionado en los párrafos anteriores, la política energética nacional ha evolucionado
los últimos años desde el pilar de competitividad hacia los otros dos (seguridad/acceso a la energía
y sostenibilidad ambiental).
En particular, respecto a la seguridad, ésta fue reconocida a partir de la importancia de la
electricidad con creciente necesidad de un suministro continuo, así como por el desarrollo de un
nuevo marco normativo, específicamente por la Ley de Afianzamiento a la Seguridad Energética –
Ley N° 29970.
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La implementación de los principales proyectos de seguridad energética se identifican en los
diversos sectores como se indica a continuación en el cuadro N°03: energías primarias,
electricidad, gas natural, hidrocarburos líquidos e, institucionalidad y planeamiento estratégico.
Cuadro N°03: Proyectos de Seguridad Industrial
Fuente: Elaboración propia (2016)
A continuación, se explica cada sección del cuadro anterior y se desarrollan los principales
proyectos ejecutados en cada uno.
a) Mercado de energías primarias
En el caso peruano, la oferta interna bruta de las energías primarias identifica cuatro fuentes
básicas: gas natural, petróleo, líquidos de gas natural e hidroenergía. Las cifras al año 2014
expresadas en el Balance Anual respectivo se indican en el cuadro N°04:
Cuadro N° 04: Oferta interna bruta de energía primaria en PJ (peta joules)
Nota: no incluye energía no comercial (leña, bagazo, etc.) Fuente: MEM (2015), Balance Nacional de Energía 2014
Exportación: 39%
Importación: 61%
Fuente PJ
Gas Natural 551
Líquidos de GN 168
Petróleo Crudo 287
Hidroenergía 100
Carbón mineral 33
Total 1138
Oferta Interna Bruta de
Energía Primaria (PJ)
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Las fuentes nacionales principales son el gas natural (y sus líquidos) que representa el 63% del
total y la hidroenergía con 9%. Con relación al gas natural, la exportación de GNL representa el
39% de la energía del gas natural (215 PJ). En estos casos, otros países dependen del Perú en el
abastecimiento de sus mercados.
Con relación al petróleo crudo, las refinerías peruanas importaron durante el año 2014 el 61% de
la energía reportada en el cuadro, lo que denota una alta dependencia de las fuentes externas que
amerita la adopción de medidas de aseguramiento de la provisión de petróleo crudo y de los
inventarios asociados. Durante los años recientes esta dependencia del mercado externo se ha
incrementado ya que la importación de petróleo crudo representó el 63% para el período 2015 y
70% para el primer semestre del 2016.
Esta situación requiere de un aseguramiento de los inventarios de petróleo crudo a través de un
inventario garantizado ya que su ausencia acarrearía serias dificultades en la provisión de los
derivados del petróleo a la sociedad peruana. Se ha verificado que no existe norma expresa que
defina la obligación de las refinerías de contar con inventarios de petróleo crudo.
La experiencia internacional es diversa sobre el particular. Por ejemplo, en el caso europeo existen
obligaciones de mantenimiento de reservas de productos petrolíferos (Directiva Europea
2009/119/CE) que dicta los procedimientos de emergencia para “garantizar la disponibilidad y
accesibilidad físicas de las reservas de emergencia” que consta de lineamientos para la
movilización rápida de las reservas de emergencia y de la elaboración de planes de contingencia al
considerar un insumo clave para la economía. La reserva de emergencia que considera la Directiva
es de 90 días de importaciones netas diarias o 61 días de consumo interno diario medio.
Esta condición aplicada al mercado peruano se evidencia en el gráfico N°05 que presenta los
resultados de los inventarios de petróleo crudo:
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Gráfico N°05: Producción, demanda e importación de petróleo crudo en el Perú
Fuente: OSINERGMIN (2016) Sistema de Control de Órdenes de Pedido – SCOP
Los resultados para nuestro mercado significan para el año 2015, inventarios de 19 días en
promedio de disponibilidad de petróleo crudo y para el primer semestre del año 2016 de 17 días.
Esta situación se da a pesar de contar con una disponibilidad de almacenamiento de al menos
cuatro veces los inventarios promedios con una capacidad total de 12 millones de barriles
subutilizada, como también por falta de obligaciones legales explícitas o de incentivos claros en la
legislación, situación que amerita la emisión de una regulación explícita de las obligaciones en el
mercado nacional para las refinerías de petróleo.
La institucionalidad o reglas de juego en el suministro de petróleo crudo y de los productos
derivados del petróleo requiere de una reforma ya que no existe en el Perú una responsabilidad
atribuida a organización alguna ni una normativa asociada para el mantenimiento y gestión de los
inventarios mínimos de estos insumos estratégicos para la economía nacional.
En la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) existen 29 países con
agencias cuyos mandatos específicos son la adquisición y gestión de las reservas de productos
petrolíferos necesarios para enfrentar posibles crisis de suministro energético. Por ejemplo, está el
CORES (Corporación de Reservas Estratégicas) en España y el EBV en Alemania. En el siguiente
gráfico se muestran las agencias de los otros países de la OCDE.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun
2015 2016
Mil
es
de
Ba
rril
es
CRUDO
Producción Importación Demanda Almacenamiento Inventarios
Importación Junio 2016: 77%
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Gráfico N°06: Agencias de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad – Europa/OCDE
Fuente: CORES (2016) Presentación Institucional Agosto 2016
b) Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN)
1. Diversificación de fuentes de producción y desconcentración geográfica
Tradicionalmente el Perú ha sido un país hidroeléctrico. En 1993, ésta fuente representaba el 91%
del total de energía eléctrica generada en el país. Sin embargo, en los últimos 10 años hemos
dejado de ser una economía dependiente de la generación hidroeléctrica y pasado a tener una
matriz con una segunda fuente relevante de generación. La explotación del gas natural de Camisea
en una década ha transformado drásticamente la matriz eléctrica teniendo al 2015 una
participación de 46%, mientras la hidroeléctrica representaba el 50% (ver Cuadro N° 5). Estos
datos muestran los esfuerzos que se han hecho para diversificar la matriz energética peruana
(Quintanilla, 2016).
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Cuadro N°05: Diversificación de fuentes de producción SEIN
Fuente: Año 2025 (Plan Energético Nacional 2014-2025)/Año 1993 y 2015 (Anuario Energético Nacional)
Otro aspecto relevante en el mercado eléctrico peruano es la tasa de crecimiento del mercado
eléctrico. El año 1993 el tamaño del mercado era de 11 TWh y 22 años después es de 44.5 TWh, es
decir, se duplica cada diez años (tasa anual promedio de 7%) lo que significa enormes esfuerzos
para mantener ese crecimiento con la nueva infraestructura necesaria a desarrollar. Si se continúa
a una tasa de crecimiento de 6% se estima que la generación nacional de energía al 2025 será de
80 Twh.
Según el Plan Energético Nacional, la meta al 2025 es lograr una matriz energética diversificada,
con una participación de energías renovables (convencionales y no convencionales) y gas natural
de 60% y 40%, respectivamente. Para alcanzar dicha meta se requiere una participación activa en
el desarrollo de la infraestructura necesaria que se espera sea brindada por la inversión privada
principalmente.
La concentración de la generación de la electricidad del SEIN está específicamente en la zona
centro con un 69% de la oferta nacional, como lo muestra el gráfico N°07.
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Gráfico N°07: Concentración geográfica de la generación
Nota: Se considera la potencia instalada de las centrales fotovoltaicas y eólicas, y la potencia contratada de las centrales de
reserva fría
Fuente: Elaboración GFE-Osinergmin
Si bien la generación hidroeléctrica esta proporcionalmente distribuida en cada una de las zonas
del territorio nacional, el principal problema es la concentración de la generación de electricidad
basada en gas natural en la Región Lima, dependiente de un solo gasoducto en la zona de la selva
(al oriente peruano). Esta condición de vulnerabilidad por su ubicación y dependencia ha sido
motivo de varios proyectos de seguridad que se presentan más adelante en este documento.
El cuadro N°06 muestra la potencia efectiva de las centrales térmicas de gas natural ubicadas en la
Región Lima:
Cuadro N°06: Concentración de generación térmica
Nota: No incluyen ampliaciones en construcción por 204 MW
Fuente: Elaboración GFE-Osinergmin
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Esta oferta energética (3530 MW) representa el 86% de toda la producción generada por gas
natural y está concentrada en torno a la capital del país. Para hacer frente a este problema se han
tomado medidas de desconcentración geográfica de la producción siendo el proyecto más
reciente la creación del Nodo Energético del Sur y Reserva fría, principalmente en la costa sur
(Regiones de Arequipa y Moquegua), cuyas obras ya se han culminado y actualmente están en
operación.
La potencia efectiva del Nodo Energético del Sur y Reserva Fría en construcción se muestra en el
cuadro N°07:
Cuadro N°07: Nodo energético del Sur
Nota: La capacidad efectiva final instalada excede en 79% los requerimientos mínimos de la subasta. Con futuras
ampliaciones (ciclo combinado) pueden alcanzar 3000 MW.
Fuente: Elaboración GFE-Osinergmin
Las nuevas centrales térmicas ubicadas en el sur peruano (2035 MW) representan el 32% de la
demanda máxima (6275 MW) del presente año. La estrategia de desarrollo de estas centrales
consiste en su operación inicial con combustible diésel (turbinas como reserva del sistema), siendo
el objetivo a mediano plazo la utilización del gas natural en las mismas centrales para la
generación de energía eléctrica ya que son duales en el uso de combustibles desde el inicio.
2. Transmisión: Confiabilidad e interconexión
La inversión en los sistemas de transmisión se consolidó con la “Ley de Desarrollo de Generación
Eficiente (LDE) – Ley N° 28832” a través de la creación del plan de transmisión en el año 2010. El
plan permite una visión de largo plazo (a 20 años) del sistema eléctrico en cada una de las tres
zonas del territorio nacional (Norte, Centro y Sur) y su futura interconexión a través de la nueva
infraestructura en líneas de transmisión de 220 y 500 KV como se observa en el gráfico N°08:
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Gráfico N°08: Evolución de Líneas de transmisión (Km)
Fuente: Elaboración propia – Osinergmin (2016a)
Al año 2015 se culminó la construcción de cerca de 2000 km en líneas de transmisión de 500 kV
cuya inversión se justifica por el crecimiento sostenido de la demanda del mercado eléctrico. Al
año 2018 se señalan aquellas inversiones en actual construcción que culminarán a dicha fecha y
que consolidarán la confiabilidad de los sistemas de transmisión en todo el país.
Con la creación de la “Ley de Afianzamiento de la Seguridad Energética – LASE (Ley N° 29970)” el
año 2012, se incorporan principios como: la confiabilidad, la redundancia en el modo de
transporte y la garantía de ingresos a proyectos específicos a través de mecanismos de promoción
de la inversión privada (regulación por contrato), que continuarán ampliando el sistema
interconectado conforme al plan de transmisión aprobado y los procesos licitatorios ya concluidos
por Proinversión, que se traducen en la construcción de las líneas de transmisión que se presentan
en el cuadro N°08.
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Cuadro N°08: Principales líneas de transmisión en construcción
Fuente: Elaboración propia - Osinergmin (2016b)
De las principales líneas de transmisión mostradas, el 36 % de la longitud a construir corresponden
a una línea de 900 km desde Mantaro hasta Montalvo (inversión de 278 millones de dólares) y
representa una de las principales inversiones realizadas en la transmisión de energía eléctrica
peruana. Adicionalmente, el plan de obras contempla interconectar completamente todo el
territorio nacional (Iquitos) al sistema eléctrico interconectado nacional.
El sistema de transmisión ha pasado por una transformación fundamental durante la última
década a través de dos mecanismos: La planificación encargada al COES y las subastas BOOT
(build, own, operate & transfer) implementadas para la promoción en el desarrollo de las líneas e
instalaciones de transmisión.
Las ampliaciones registradas han significado un incremento en los costos de transmisión para
lograr mayor confiabilidad en el sistema de transporte e interconexión entre las diversas regiones
del país. A mayo del 2016 el cargo por transmisión principal y garantizada ha triplicado su valor en
términos corrientes respecto al mes de febrero del año 2011, como puede observarse en el cuadro
N° 09.
Cuadro N°09: Impacto de las nuevas líneas de transmisión en operación (en S/./kW-mes)
Nota: Impacto calculado para 426 horas de utilización para la tarifa inicial BT5 de 32.97 ctv. S/. /kWh
(Edelnor - Febrero 2011)
Fuente: Elaboración propia
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3. Reserva de generación
Las reservas de generación eléctrica deben ser las adecuadas y eficientes para hacer frente a los
principales riesgos que puedan presentarse y soportar al sistema (resiliencia) frente a situaciones
adversas ya que una de las características de la electricidad es que no es almacenable (en términos
comerciales con la tecnología de hoy) por lo que requiere de centrales de reserva para reducir la
vulnerabilidad en los sistemas vitales.
Los principales riesgos identificados en el caso peruano son:
Hidrología seca
Indisponibilidad del gasoducto de Camisea que afectaría a las centrales térmicas que
operan en la costa central y no tienen un combustible alternativo para su operación.
Salida de operación de la central eléctrica de mayor tamaño
Congestión o problemas técnicos en las redes de transmisión
La mitigación de estos riesgos corresponde a una política sectorial que permita de manera
eficiente afrontarlos de forma tal de no afectar la marcha económica del país y minimizar las
interrupciones.
En el año 2015, el Ministerio de Energía y Minas identificó una reserva de 3500 MW para el año
2018 que permitiría afrontar el riesgo de una indisponibilidad del gasoducto de Camisea. Sin
embargo, si ocurriesen otros riesgos simultáneos, estos no estarían cubiertos.
Las principales inversiones que se promovieron para consolidar la reforma están compuestas
principalmente por:
Reserva Fría: 964 MW (Ilo, Eten y Talara) – licitado mínimo de 720 MW
Nodo Energético del Sur (antes de la llegada del GSP): 1455 MW – licitado mínimo de 800
MW – A concluirse el año 2016.
Para financiar estas inversiones, se ha incorporado un cargo adicional en las tarifas de transmisión,
los que a su vez se descuentan de los cargos de generación (potencia). Ver cuadro N°10.
Cuadro N°10: Impacto de la reserva de generación (en S/./kW-mes)
Nota: Impacto calculado para 426 horas de utilización para la tarifa inicial BT5 de 32.97 ctv. S/. /kWh
(Edelnor - Febrero 2011)
Fuente: Elaboración propia
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En mayo del 2016 la reserva de generación significó un impacto de 2.7 % en la tarifa residencial
BT5 que se recauda a través del peaje de transmisión principal aplicable a todos los consumidores
de electricidad.
Para asegurar el suministro oportuno y continuo de la reserva fría y del nodo se licitaron a través
de Proinversión mediante procesos competitivos la generación adicional que considera
almacenamientos e inventarios de diésel por cada central de reserva para períodos de hasta 15
días continuos, según se señala en el cuadro N°11 siguiente:
Cuadro N°11: Impacto de la reserva de generación
Nota: Actualmente el almacenamiento comercial más importante en las regiones, es el Terminal de Mollendo con
capacidad de 560 MB de diesel. El sector añadió más de 200% de dicha capacidad.
Fuente: Elaboración propia
El seguimiento de la reserva de generación (denominada “reserva fría”) resultante de la operación
del SEIN nos muestra algunas situaciones que dan mérito a contar con un valor eficiente. A inicios
del año 2016 tuvo lugar una indisponibilidad parcial en el gasoducto sur peruano originado por
una falla en el poliducto de líquidos paralelo al gasoducto. Esta falla ocurrió en el tramo de la selva
peruana, duró 10 días e impactó en la reserva de generación llegando a valores de casi 0% con
respecto a la máxima demanda del día jueves 21 de enero (ver gráfico N°09). Esta situación de dio
a pesar que las centrales de generación térmica de la costa central seguían operando de forma
parcial.
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Gráfico N° 09: Reserva Fría de Generación – SEIN
Fuente: División de Supervisión Eléctrica – Osinergmin (2016)
La situación descrita hubiera sido más crítica de presentarse problemas en la central hidroeléctrica
más importante o un escenario de hidrología seca (por el Fenómeno del Niño) como ha sucedido
en experiencias recientes en otros países (ver Recuadro N° 1), sin embargo estos riesgos
adicionales no se concretaron ni hubieron complicaciones adicionales y se pudo superar el
problema sin recurrir al racionamiento de la demanda.
Recuadro N° 1: Crisis eléctrica en Colombia por el Fenómeno del Niño El 2016, Colombia enfrentó una crisis eléctrica debido que el Fenómeno del Niño provocó sequías y afectó los embalses generadores de energía hidroeléctrica y termoeléctrica generando así un déficit en la producción de energía y una reducción de la capacidad de suministro eléctrico. En respuesta a la crisis y con el objetivo de evitar un apagón, el Gobierno colombiano anunció planes para promover el ahorro de energía y agua. También, se importó energía de Ecuador y se usaron las reservas acumuladas de los últimos meses, lo que llevó a que las centrales de generación trabajen a plena capacidad. Si bien no llegó a haber ningún apagón, el Ministro de Energía y Minas, Tomás Gonzáles Estrada, dimitió del cargo como consecuencia de la crisis. Además, la crisis puso de manifiesto los problemas estructurales y la falta de previsión del Gobierno ya que la Contraloría y la Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG) habían advertido sobre una amenaza de racionamiento meses antes. Además de los factores climático, las fallas más serias por el lado de la oferta fueron (Clavijo,
-
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2016): a. Falta de incentivos para sustituir la energía del sistema interconectado por energías
alternativas. b. Falta de vigilancia y control en el uso de los recursos del Cargo por Confiabilidad pagado a
las termoeléctricas, el cual tenía por objetivo garantizar la consecución de energía en momentos de crisis con ingresos fijos para las plantas térmicas. Dichas plantas enfrentaron una crisis financiera y algunas suspendieron operaciones hacia finales del 2015, aún después de haber recibido cerca de US$ 330 millones del cargo por confiabilidad.
c. Incidentes ocurridos en dos hidroeléctricas colombianas que le restaron cerca de un 6% de capacidad a la generación del sistema eléctrico del país.
Esta crisis en Colombia respalda la importancia de contar con una matriz diversificada, de modo que se distribuyan los riesgos. Cabe señalar que el 70% dela producción eléctrica total de Colombia era de fuentes hidráulicas. También, invita a reflexionar y evaluar si el país debió estar preparado para enfrentar los riesgos inesperados, si hubo fallas en la ejecución de obras, y si tomaron medidas a tiempo para mitigar los efectos del Fenómeno del Niño (Semana, 2016).
Recuadro N° 2: Margen de Reserva Firme Objetivo, Informe Técnico del COES5 Una de las garantías de seguridad de la operación de un sistema eléctrico es que en todo momento cuente con un margen de reserva de generación suficiente para cubrir la operación del sistema ante contingencias o condiciones operativas adversas al sistema. Para el SEIN, este margen es establecido por Osinergmin y se denomina Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO). Los resultados del estudio de verificación del MRFO realizado por el COES para el periodo 2016 – 2019 se presenta en el Cuadro N° 12. De acuerdo al mismo, el margen de reserva de generación del SEIN tiene valores superiores al Margen de Reserva óptimo (MRO) vigente (33.3%).
Cuadro N°12: Margen de Reserva de Generación del SEIN
Fuente: COES
5 El recuadro recoge fragmentos del Estudio de Verificación del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) del SEIN.
Periodo 2016 – 2019, el cuál ha sido elaborado por el COES.
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Con la finalidad de comprobar el desempeño del margen de reserva de generación bajo condiciones reales de operación del sistema se analizaron los siguientes escenarios:
a) Escenario Base: considera la operación del sistema con hidrología promedio, sobre la base de los registros históricos de hidrología.
b) Escenario de hidrología seca: se considera una hidrología con probabilidad de excedencia del 95%.
c) Escenario de salida de servicio del Complejo del Mantaro: considera fuera de servicio el complejo Mantaro (centrales hidroeléctricas de Mantaro y Restitución), en un mes del periodo de avenida y de estiaje en el horizonte de análisis.
También, se analizaron las siguientes condiciones de operación que podrían presentarse en el sistema:
d) Sensibilidad – Purga anual de la presa Tablachaca: Se considera indisponible a las centrales hidroeléctricas de Mantaro, Restitución y Cerro del Águila por la purga de la presa Tablachaca, la cual se realiza en el periodo de avenida (febrero o marzo), durante una semana.
e) Sensibilidad - Salida de servicio del ducto de gas de Camisea en un mes del periodo de avenida y de estiaje: Se considera la indisponibilidad por un (01) mes en el periodo de avenida y de estiaje del gasoducto de Camisea – Costa Central, lo cual afecta la operación de las centrales que operan exclusivamente con el Gas de Camisea.
f) Sensibilidad – Retraso de Proyectos de Generación en un año: Considera el retraso en un año en las puestas en operación de las centrales que ingresan en el periodo 2018 - 2019.
Los resultados indican que para los tres primeros escenarios el sistema opera sin llegar a racionar el suministro eléctrico. En avenida de 2016 la reserva mínima en el caso Base es del orden de 28%. Posteriormente, con la puesta en servicio de la ampliación del gasoducto de Camisea y de importantes proyectos como las CCHH Chaglla y Cerro del Águila, y la CT Puerto Bravo del Nodo Energético del Sur, la reserva se incrementa a partir del estiaje. En el periodo 2017-2019, en el caso Base la reserva mínima es del orden de 34%, mientras que en el caso de hidrología seca la mínima reserva es de 26%, y en el caso de la salida del complejo Mantaro la reserva mínima es del orden de 25%. Estos valores se presentan el año 2019. Los casos de sensibilidad de la purga anual de la Presa Tablachaca y el retraso de los proyectos de generación no implican racionamiento eléctrico en el sistema. La reserva en estos casos se encuentra por encima de 20% en el periodo 2017- 2019. Ante la salida de servicio del gasoducto de Camisea, se observa que el racionamiento del suministro eléctrico en el año 2016 presentaría un valor máximo en el periodo de avenida del orden de 510 MW y en estiaje de 283 MW aproximadamente. En el año 2017 no se presentaría racionamiento del suministro debido a que cuenta con
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suficiente generación para cubrir el déficit. En los años 2018 y 2019 los racionamientos máximos se presentan en el estiaje y son del orden de 354 MW y 717 MW, respectivamente. En estos años el racionamiento podría ser nulo si la contingencia en el gasoducto ocurre en el periodo de avenida. Cabe resaltar que, el margen de reserva fijado por el OSINERGMIN en 33,3%, determinado bajo criterios de optimización, considera también la posibilidad de racionamientos en el sistema, ya que no sería económico eliminarlos totalmente. Conclusiones El análisis del desempeño del margen de reserva de generación para los casos de hidrología promedio, hidrología seca y salida del Complejo del Mantaro muestra que el sistema opera sin llegar a racionar el suministro eléctrico. En el caso de la salida del complejo Mantaro se obtiene la menor reserva en el sistema, con valores de 16% y 25% en avenida de 2016 y en estiaje del año 2019, respectivamente. Para el caso de la salida del ducto de gas de Camisea, en el año 2017 no se presentaría racionamiento debido a que se cuenta con suficiente generación. Por el contrario, en los años 2018 y 2019 habrá racionamientos solo si la contingencia ocurre en el periodo de estiaje, y serían del orden de 354 MW y de 717 MW, respectivamente.
c) Gas natural
1. Gasoductos y Poliductos: Zona de seguridad/GSP
El Perú inició en el año 2004 la era del gas natural proveniente de los principales lotes con las
mayores reservas ubicadas al este del país en la zona de Camisea. Su desarrollo ha sido
fundamental en el país por su contribución y beneficios económicos obtenidos en la electricidad,
industria, viviendas, etc.
Al año 2015, el 47% de la generación eléctrica del país, ubicada en la costa central, depende del
único gasoducto en la zona de selva de Camisea, lo que pone en riesgo la confiabilidad del sistema
energético nacional. Por ello, con el objetivo de reducir este riesgo se propuso el desarrollo de
otras plantas de generación térmica en el sur y la construcción de un nuevo gasoducto a fin de
desconcentrar la generación térmica de la zona centro.
A través del proyecto “Mejoras de la seguridad energética del país y desarrollo del Gasoducto Sur
Peruano”, el sector buscó dotar de la infraestructura necesaria que permita contar con un sistema
de seguridad conforme lo define la Ley N° 29970 (2012) a la vez de desconcentrar con oferta
eléctrica en la zona sur del país y proveer de un energético económico para los fines residenciales,
industriales y energéticos.
El área de influencia del gasoducto se observa en el gráfico N°10 siguiente:
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Análisis sobre seguridad energética: el caso peruano Abril 2017 Gerencia de Políticas y Análisis Económico - GPAE
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Gráfico N°10: Proyecto de mejoramiento de la seguridad energética del País
Fuente: ProInversión (2016) Mejoras de la seguridad energética del país y desarrollo del Gasoducto Sur Peruano
El proyecto consta, según el diseño licitado, de los siguientes componentes:
La zona de seguridad energética
Tramo B: Construcción de un Gasoducto y un poliducto paralelos desde – Planta Malvinas
al Punto de Derivación (punto intermedio ente los pozos y la planta de compresión de
Chiquintirca).
Tramo C: Estudios de ingeniería básica (FEED) desde el punto de conexión (PC) a la planta
de compresión de Chiquintirca (inicio de los tramos de sierra).
Tramo A1: Construcción de Gasoducto desde Punto de Derivación hasta Urcos (Cusco); y
los gasoductos adicionales a la central térmica de Quillabamba y provincia de Anta,
respectivamente.
El objetivo de la zona de seguridad energética es dotar al sistema de una redundancia en
gasoductos y poliductos así como reducir el impacto en la selva con una mínima intervención
ambiental en su construcción. Dicha redundancia permitiría minimizar las interrupciones tanto en
el suministro de gas natural (etano/metano) como de líquidos de gas natural (butano/propano
principalmente). Desde dicha zona se podrá construir a futuro otras redes de gasoductos y/o
poliductos a las demás regiones del país.
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Análisis sobre seguridad energética: el caso peruano Abril 2017 Gerencia de Políticas y Análisis Económico - GPAE
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Gasoducto Sur Peruano (GSP)
Tramo A2: Construcción de Gasoducto (550 MMPCD) desde Urcos (Cusco) hasta las
centrales térmicas de Ilo que incluye la derivación a Mollendo. Esto permitirá
desconcentrar el suministro de gas natural y generación de electricidad.
Recuadro N° 3: Crisis energética por restricciones en la capacidad de transporte del gas natural Los días 7 y 8 de agosto del 2008 se produjeron dos cortes de suministro eléctrico en más de 15 distritos de Lima, los cuales tuvieron una duración de más de cuatro horas cada uno. El corte de energía se produjo en momentos que el Perú registraba una menor producción de energía eléctrica debido principalmente a restricciones en la capacidad de transporte del gas natural desde Camisea hacia las plantas termoeléctricas ubicadas en el Sur de Lima. Asimismo, debido a la falta de lluvias que afectaba a las plantas hidroeléctricas (Luyo, 2012). Ver gráfico N° 11.
Gráfico N° 11: Reserva Fría del SEIN en Máxima Demanda
Nota: periodo del 16/07/2008 – 16/08/2008
Fuente: COES y Osinergmin. Elaboración: Osinergmin
Debido a esta restricción y al uso de combustibles alternativos como el diésel para la generación eléctrica, los costos marginales de generación se elevaron en gran proporción respecto a la tarifa en barra fijada por Osinergmin (ver Gráfico N° 11).
Nota: La tarifa en barra corresponde a aquella reportada en la barra Santa Rosa 220 kV.
Gráfico N° 12: Costos marginales y tarifas en barra promedio del SEIN Fuente: COES y Osinergmin. Elaboración: Osinergmin
Reserva Fría del SEIN en Máxima Demanda (Periodo del 15.07.2008 al 15.08.2008)
5.6%4.6%
2.7%1.3%
2.8% 3.0% 3.3% 3.4%4.2%
2.9%
0.7%
3.8%5.2%
7.4%
3.6%4.6%
1.4%
4.5% 4.5%5.2%
2.5%
0.6%1.4%
6.8%
3.7%
2.7%
4.6%3.9%
1.4%
2.4%
0.6%
2.9%
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
Mar
15/0
7
Mie
16/0
7
Jue 1
7/0
7
Vie
18/0
7
Sab 1
9/0
7
Dom
20/0
7
Lun 2
1/0
7
Mar
22/0
7
Mie
23/0
7
Jue 2
4/0
7
Vie
25/0
7
Sab 2
6/0
7
Dom
27/0
7
Lun 2
8/0
7
Mar
29/0
7
Mie
30/0
7
Jue 3
1/0
7
Vie
01/0
8
Sab 0
2/0
8
Dom
03/0
8
Lun 0
4/0
8
Mar
05/0
8
Mie
06/0
8
Jue 0
7/0
8
Vie
08/0
8
Sab 0
9/0
8
Dom
10/0
8
Lun 1
1/0
8
Mar
12/0
8
Mie
13/0
8
Jue 1
4/0
8
Vie
15/0
8
Día
MW
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
Reserva Fría % de Max Demanda
0
30
60
90
120
150
180
210
240
270
ene-00 ene-01 ene-02 ene-03 ene-04 ene-05 ene-06 ene-07 ene-08 ene-09
US$/MWh
COSTO MARGINAL PONDERADO
TARIFA EN BARRA PONDERADO
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Análisis sobre seguridad energética: el caso peruano Abril 2017 Gerencia de Políticas y Análisis Económico - GPAE
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En consecuencia, se incrementaron las tarifas de electricidad a partir del mes de octubre de 2008 entre el 16% y 28% según los sectores (La República, 01-11-2008). En febrero del 2009 se volvieron a registrar dos cortes eléctricos en 22 distritos de Lima y Callao debido a fallas en la central termoeléctrica de Ventanilla. En ese periodo el margen de reserva del sistema era pequeño debido a que la demanda crecía a una tasa promedio anual de 7.6%, mientras que la potencia crecía a una tasa de 4%. Ver gráfico N° 13.
Nota: periodo del 13/01/2009 – 13/02/2009
Gráfico N° 13: Reserva Fría del SEIN en Máxima Demanda Fuente: COES y Osinergmin. Elaboración: Osinergmin
La crisis se pudo manejar debido al ingreso de nuevas centrales térmicas, principalmente a base de gas natural, así como por el menor crecimiento de la demanda eléctrica por efecto de la crisis económica internacional. Ambos factores permitieron mejorar el margen de reserva efectivo.
2. Sistema de abastecimiento de gas natural licuado (GNL) para el mercado nacional
El proyecto consiste en el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de un
sistema de abastecimiento que permitirá contar con una reserva de gas natural en estado líquido
producido en la planta de Pampa Melchorita, a fin de utilizarlo en el sistema nacional luego de
regasificarlo.
Las instalaciones del proyecto, en actual estudio en Proinversión a propuesta del Ministerio de
Energía y Minas, se ubicarían junto o dentro de la planta de Perú LNG en Melchorita (Km 170 al sur
de Lima), y constaría de un tanque de almacenamiento, válvulas, ductos e instalaciones necesarios
para la conexión con el sistema de transporte de Gas Natural existente.
Reserva Fría del SEIN en Máxima Demanda (Periodo del 13.01.2009 al 13.02.2009)
11,2%
5,0%3,6%
0,6%0,7%2,9%4,2%
0,8%
7,1%
0,6% 0,7%1,2%0,0%
10,7%
3,6%5,9%5,8% 4,9%
7,5%9,3%
7,8%
1,8%3,3% 4,8%
5,1%3,4%
7,6%
3,7%5,4%
3,1%4,2% 3,3%
0
200
400
600
800
1000
1200
Mar
13/0
1
Mie
14/0
1
Jue 1
5/0
1
Vie
16/0
1
Sab 1
7/0
1
Dom
18/0
1
Lun 1
9/0
1
Mar
20/0
1
Mie
21/0
1
Jue 2
2/0
1
Vie
23/0
1
Sab 2
4/0
1
Dom
25/0
1
Lun 2
6/0
1
Mar
27/0
1
Mie
28/0
1
Jue 2
9/0
1
Vie
30/0
1
Sab 3
1/0
1
Dom
01/0
2
Lun 0
2/0
2
Mar
03/0
2
Mie
04/0
2
Jue 0
5/0
2
Vie
06/0
2
Sab 0
7/0
2
Dom
08/0
2
Lun 0
9/0
2
Mar
10/0
2
Mie
11/0
2
Jue 1
2/0
2
Vie
13/0
2
Día
MW
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
Reserva Fría % de Max Demanda
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Gráfico N°14: Proyecto de abastecimiento de GNL para el mercado nacional
Fuente: ProInversión (2016a) Sistema de abastecimiento de GNL para el mercado nacional
La reserva del proyecto se utilizará para abastecer la demanda residencial de las distribuidoras de
Lima e Ica, así como para abastecer de combustible a las plantas térmicas ubicadas en la costa
central en casos de emergencia.
Adicionalmente, a través del proyecto se espera contar con una conexión al mercado internacional
ya que frente a una eventualidad mayor se podría importar GNL y abastecer el mercado nacional
así como también contar con GNL para abastecer la generación de electricidad en las horas de
punta en un régimen más continuo en tanto se tengan limitaciones en la oferta de gas natural
desde Camisea.
d) Hidrocarburos Líquidos
1. Sistema de reservas de seguridad y diversidad de proveedores
El mercado de hidrocarburos líquidos peruano (a nivel del uso final) presenta un consumo de
energía al 2014 de 391 PJ (Peta Joules) según el balance de energía (2014). Se evidencia que el
47% del diésel es importado con alta dependencia del mercado externo y durante los años 2015 y
2016 (Primer Semestre) la importación se acrecentó hasta el 64% de dependencia lo que amerita
adoptar medidas que garanticen su abastecimiento para el mercado nacional.
Similar situación se presenta en el caso del GLP que luego de más de 10 años de autonomía y
debido al alto crecimiento de la demanda, nuevamente se ha iniciado su importación
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registrándose el año 2015 el 6% de la demanda nacional y el año 2016 el 12% en el primer
semestre.
Gráfico N°12: Perú Consumo final de hidrocarburos 2014 e importaciones de Diesel y GLP (Años 2015 y 2016-I)
Fuente: MINEM (2015) Balance Nacional de Energía 2014 y para los años 2015 y 2016 (enero a junio) del SCOP de OSINERGMIN
En el gráfico N°12 podemos observar que los años 2015 y 2016 las importaciones de Diésel y GLP
demuestran una clara dependencia y la falta de una planificación adecuada respecto al suministro
de hidrocarburos líquidos.
Las medidas a adoptar son similares a las señaladas para el petróleo crudo, es decir garantizar la
expansión de los almacenamientos (facilidad esencial) y de una institucionalidad conforme a los
estándares internacionales.
2. Capacidad de almacenamiento y demanda GLP
Desde el año 1999 hasta la actualidad no se han efectuado mejoras en lo que corresponde a la
capacidad de almacenamiento de gas licuado de petróleo (GLP). En los últimos 17 años, la
demanda ha crecido en 336%, mientras que la capacidad de almacenamiento en el Callao
(principal puerto de recepción) se ha mantenido constante desde esa fecha, tal como puede
observarse en el cuadro N° 13. Cabe señalar que la oferta de producción (en Pisco) si ha crecido
pero ésta no se encuentra disponible para desabastecimientos.
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Cuadro N°13: Capacidad de almacenamiento y demanda de GLP
(*) Relación A/D: Ratio almacenamiento/demanda en días. Considera utilización promedio de capacidad al 50%.
Almacenamiento considera instalaciones dedicadas a la atención de la demanda: Terminales del Perú, Repsol YPF y Zeta Gas.
No incluye instalaciones de productores.
Fuente: Elaboración propia
Recuadro N° 3: Crisis: desabastecimiento de GLP por oleajes anómalos Entre el segundo y tercer trimestre del 2015, el país registró una situación de desabastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP) debido principalmente a la presencia de oleajes anómalos en el mar peruano que impidieron la descarga de GLP en el puerto del Callao y la posterior distribución al interior del país. Esta crisis originó lo siguiente: i) la carencia del recurso en los grifos lo que llevó a racionalizar su venta, ii) el incremento del precio de los balones de GLP, iii) el incremento de l